EDUARDO YADA MATIAS AVALIAÇÃO DO DESEMPENHO DINÂMICO E...

EDUARDO YADA MATIAS

AVALIAÇÃO DO DESEMPENHO DINÂMICO E IMUNIDADE A FALH AS DE

COMUTAÇÃO PARA FALTAS REMOTAS EM SISTEMAS HVDC HÍBR IDOS,

RETIFICADOR LCC E INVERSOR CCC, EM LINHAS DE TRANSM ISSÃO LONGAS

DYNAMIC PERFORMANCE AND COMMUTATION FAILURE IMMUNITY ANALYSIS TO

REMOTE FAULTS IN HYBRID HVDC SYSTEMS, LCC RECTIFIER AND CCC INVERTER,

WITH LONG TRANSMISSION LINES

CAMPINAS

2015

UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS FACULDADE DE ENGENHARIA ELÉTRICA E DE COMPUTAÇÃO

EDUARDO YADA MATIAS

AVALIAÇÃO DO DESEMPENHO DINÂMICO E IMUNIDADE A FALH AS DE COMUTAÇÃO PARA FALTAS REMOTAS EM SISTEMAS HVDC HÍBR IDOS,

RETIFICADOR LCC E INVERSOR CCC, EM LINHAS DE TRANSM ISSÃO LONGAS

Orientador: Prof. Dr. Luiz Carlos Pereira da Silva

DYNAMIC PERFORMANCE AND COMMUTATION FAILURE IMMUNITY ANALYSIS TO REMOTE FAULTS IN HYBRID HVDC SYSTEMS, LCC RECTIFIER AND CCC INVERTER,

WITH LONG TRANSMISSION LINES

Dissertação de Mestrado apresentada ao Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica da Faculdade de Engenharia Elétrica e de Computação da Universidade Estadual de Campinas para obtenção do título de Mestre em Engenharia Elétrica, na área de Energia Elétrica.

Master Dissertation presented to the Electrical Engineering Postgraduation Program of the School of Electrical Engineering of the University of Campinas for obtaining the M.Sc. grade in Electrical Engineering, in the field of Electrical Energy. ESTE EXEMPLAR CORRESPONDE À VERSÃO FINAL DA DISSERTAÇÃO DEFENDIDA PELO ALUNO EDUARDO YADA MATIAS ORIENTADO PELO PROF. DR. LUIZ CARLOS PEREIRA DA SILVA

CAMPINAS 2015

COMISSÃO JULGADORA - DISSERTAÇÃO DE MESTRADO

Candidato: Eduardo Yada Matias RA: 60312

Data da Defesa: 29 de outubro de 2015

Título da Tese: "Avaliação do desempenho dinâmico e imunidade a falhas de comutação para

faltas remotas em sistemas HVDC híbridos, retificador LCC e inversor CCC, em linhas de

transmissão longas”.

Prof. Dr. Luiz Carlos Pereira da Silva (Presidente, FEEC/UNICAMP)

Dr. José Geraldo Barreto Monteiro de Andrade (ABB)

Profa. Dra. Maria Cristina Dias Tavares (FEEC/UNICAMP)

A ata de defesa, com as respectivas assinaturas dos membros da Comissão Julgadora, encontra-se

no processo de vida acadêmica do aluno.

Ao meu pai, ao meu avô, à minha mãe,

à minha irmã, à minha querida esposa,

à minha família e à Deus.

AGRADECIMENTOS

Ao meu pai, Felipe, e ao meu avô, Belarmino, por me inspirarem a ser engenheiro eletricista

e por ajudarem a trilhar minha carreira durante e após suas breves passagens;

À minha mãe, Marta, e à minha irmã, Thays, pelo apoio, amor e carinho;

À minha família, em destaque à minha avó, Odélia, à minha tia, Saleth e aos meus tios

Noguchi e Thereza pelo incentivo;

À minha querida esposa, Gabriela, pela paciência, ajuda e esforço;

À ABB Brasil, pelo aprimoramento técnico e desafios, em especial ao Eng. Dr. José Geraldo

Barreto Monteiro de Andrade pelos ensinamentos e dias de trabalho árduo, aos colegas de todas as

áreas pelas quais passei que tornaram da rotina laboral um excelente ambiente de crescimento

profissional, em especial à Su Pei Fei e Derik Ogata;

À ABB Suécia, pelas oportunidades, inspiração e grande aprendizado.

À Unicamp, principalmente ao Prof. Dr. Luiz Carlos Pereira da Silva pelo suporte na

conclusão deste trabalho, mas também à todos os professores e à instituição, aos quais devo minhas

bases técnicas e o orgulho de fazer parte de sua história;

À Deus por proporcionar fé e saúde.

“A mente que se abre a uma ideia, jamais voltará ao seu tamanho original”

(Albert Einstein)

RESUMO

A crescente demanda por energia elétrica dos sistemas de potência brasileiro e mundial,

devido ao crescimento significativo dos países desenvolvidos e emergentes nas últimas duas

décadas, gerou a expansão de suas redes elétricas. De fato, um dos principais desafios em muitos

países refere-se à geração de energia através de fontes renováveis em locais remotos e a transmissão

desta energia para os grandes centros consumidores.

A tecnologia HVDC tem sido adotada neste contexto e sua implementação tende a aumentar

nos próximos anos. Desta forma, o crescente uso de equipamentos de eletrônica de potência trará

novas soluções, desafios e fenômenos sistêmicos a rede elétrica. Consequentemente, torna-se

necessário a realização de estudos para garantir o funcionamento adequado dos sistemas de potência

modernos.

Buscou-se neste trabalho avaliar o desempenho dinâmico e a imunidade a falhas de

comutação de um sistema HVDC híbrido, retificador LCC e inversor CCC, e comparar os

resultados com um sistema HVDC clássico. Diferentes dimensionamentos do elo de corrente

contínua foram investigados para margens de comutação nominal de 18° e 23° adaptando os

parâmetros dos circuitos principais, a compensação reativa e as funções de controle, de modo a ser

obtida uma relação entre a margem de comutação e a imunidade a falhas de comutação, assim como

a tecnologia empregada. Para esta investigação os sistemas HVDC foram representados através de

um arranjo bipolar utilizando como base o modelo Benchmark do Cigré e os dados preliminares do

sistema HVDC de Tapajós.

Palavras-chave: Falhas de Comutação, HVDC Híbrido, Conversores Comutados pela Linha, LCC,

Conversores Comutados a Capacitores, CCC, Linhas de Transmissão Longas.

ABSTRACT

The incresing electrical energy demand of the brazilian and global power systems, due to

significant growth in both developed and emerging countries in the last twenty years, led to the

expansion of their grids. In fact, a major challenge for a number of countries has been the addition

of new power generation from renewable sources in remote locations and its energy transmission to

the large consumer centers.

The HVDC technology has been adopted in this context and its implementation is likely to

increase in the coming years. Therefore, the increasing use of power electronics equipment will

bring new solutions, challenges and system phenomena to the power grid, so studies to ensure

appropriate operation of modern power systems are required.

Thus, the purpose of this work is to analyze the dynamic performance and the commutation

failure immunity of a hybrid HVDC system, LCC rectifier and CCC inverter, and compare the

results with a classic HVDC system. Different designs of the direct current link were investigated

for nominal commutation margins of 18° and 23° by adapting the main circuit parameters, the

reactive power compensation and the control functions, for obtaining a relationship between the

commutation margin and the commutation failure immunity, as well as the technology used. For the

investigation the HVDC transmission systems were represented by a bipolar arrangement based on

the Cigré Benchmark model and preliminary data of the Tapajós HVDC system.

Keywords: Commutation Failure, Hybrid HVDC, Line Commutated Converter, LCC, Capacitor

Commutated Converter, CCC, Long Transmission Lines.

LISTA DE FIGURAS

Figura 1-1: Balanço de garantia física – AC/RO + T.Pires + Tapajós (Fonte: EPE) [6]. .................. 22

Figura 1-2: Balanço de garantia física – N + BM + MAN/AP/BV (Fonte: EPE) [6]. ....................... 22

Figura 1-3: Balanço de garantia física – SE/CO + Itaipu (Fonte: EPE) [6]. ...................................... 23

Figura 3-1: Arranjo simplificado de um monopolo com retorno pela terra. ...................................... 34

Figura 3-2: Arranjo simplificado de um monopolo com retorno metálico. ....................................... 34

Figura 3-3: Arranjo simplificado de um bipolo. ................................................................................ 35

Figura 3-4: Arranjos simplificados de sistemas “Back-to-Back” com aterramento (a) em um dos

polos ou (b) no ponto médio. ............................................................................................................. 35

Figura 3-5: Ponte de Graetz de 6 pulsos da estação retificadora. ...................................................... 36

Figura 3-6: Forma de onda da tensão DC sem atraso no ângulo de disparo. ..................................... 37

Figura 3-7: Forma de onda da tensão DC com atraso no ângulo de disparo. .................................... 38

Figura 3-8: Ponte de Graetz de 6 pulsos da estação inversora. .......................................................... 39

Figura 3-9: Relação entre as correntes AC e DC com atraso no ângulo de disparo. ......................... 40

Figura 3-10: Condução das válvulas 1, 2 e 3 durante a comutação entre as válvulas 1 e 3 do

retificador. .......................................................................................................................................... 41

Figura 3-11: Comutação da corrente entre as válvulas 1 e 3. ............................................................ 41

Figura 3-12 Tensão contínua considerando o efeito do ângulo de atraso e do ângulo de

sobreposição. ...................................................................................................................................... 42

Figura 3-13: Tensão contínua no retificador. ..................................................................................... 42

Figura 3-14: Tensão contínua no inversor. ........................................................................................ 43

Figura 3-15: Característica de operação simplificada de um HVDC clássico. .................................. 45

Figura 3-16: Visão geral do controle de um HVDC clássico. ........................................................... 45

Figura 3-17: Capacitores série excluídos do circuito de comutação. ................................................. 49

Figura 3-18: Capacitores série incluídos no circuito de comutação entre os transformadores

conversores e a barra AC. .................................................................................................................. 49

Figura 3-19: Capacitores série incluídos no circuito de comutação entre os transformadores

conversores e as válvulas. .................................................................................................................. 49


retificador. .......................................................................................................................................... 50

Figura 3-21: Tensões e correntes de um retificador CCC, margem de disparo ′ = 15° e ângulo de

disparo = 0°. .................................................................................................................................. 51

Figura 3-22: Efeito do capacitor de comutação no processo de retificação. ...................................... 52


inversor............................................................................................................................................... 53

Figura 3-24: Tensões e correntes de um inversor CCC, margem de comutação γ' = 18° e ângulo de

extinção γ < 0°. .................................................................................................................................. 54

Figura 3-25: Contribuição dos capacitores de comutação no processo de inversão. ......................... 55

Figura 3-26: Característica de operação simplificada de um HVDC CCC. ....................................... 57

Figura 4-1: Esquemático dos sistemas HVDC da rede elétrica brasileira ou que se conectam a esta.

............................................................................................................................................................ 58

Figura 4-2: Unifilar desenvolvido através da interface do programa SAPRE/ANAFAS utilizando a

base de dados de curto-circuito horizonte 2022 da EPE com representação de barras e equipamentos

até a segunda vizinhança. ................................................................................................................... 60

Figura 4-3: Unifilar desenvolvido através da interface do programa ANAREDE utilizando a base de

dados de fluxo de potência horizonte 2022 carga pesada Norte Exportador da EPE com

representação de barras e equipamentos até a primeira vizinhança. .................................................. 61

Figura 4-4: Esquemático do sistema HVDC clássico modelado. ...................................................... 61

Figura 4-5: Esquemático do sistema HVDC híbrido modelado. ....................................................... 62

Figura 5-1 - Degrau na ordem de corrente, ordem de corrente e correntes DC no retificador e no

inversor (HVDC clássico). ................................................................................................................. 68

Figura 5-2 - Degrau na ordem de corrente, ordem de corrente e correntes DC no retificador e no

inversor (HVDC híbrido). .................................................................................................................. 68

Figura 5-3 - Falta trifásica no lado inversor, tensões AC no retificador e no inversor

(HVDC clássico). ............................................................................................................................... 69

Figura 5-4 - Falta trifásica no lado inversor, ordem de corrente e corrente DC no retificador e no

inversor, ângulo de disparo no retificador e margem de comutação no inversor (HVDC clássico). . 70

Figura 5-5 - Falta monofásica no lado inversor, tensões AC no retificador e no inversor (HVDC

clássico). ............................................................................................................................................. 71

Figura 5-6 - Falta monofásica no lado inversor, ordem de corrente e corrente DC no retificador e no

inversor, ângulo de disparo no retificador e margem de comutação no inversor (HVDC clássico). . 72

Figura 5-7 - Falta trifásica no lado inversor, tensões AC no retificador e no inversor (HVDC

híbrido). .............................................................................................................................................. 73

Figura 5-8 - Falta trifásica na rede do inversor, ordem de corrente e corrente DC no retificador e no

inversor, margem de disparo no retificador e margem de comutação no inversor (HVDC híbrido). 74

Figura 5-9 - Falta monofásica na rede do inversor, tensões AC no retificador e no inversor (HVDC

híbrido). .............................................................................................................................................. 75

Figura 5-10 - Falta monofásica. na rede do inversor, ordem de corrente e corrente DC no retificador

e no inversor, margem de disparo no retificador e margem de comutação no inversor

(HVDC híbrido). ................................................................................................................................ 76

Figura 6-1: Falta trifásica no lado inversor, γN = 17°, Z = 370 ∠ 75° Ω, tensões AC e correntes em

três tiristores no inversor (HVDC clássico). ...................................................................................... 79







Figura 6-5: Falta fase-terra no lado inversor, γN = 17°, Z = 240 ∠ 75° Ω, tensões AC e correntes em


Figura 6-6: Falta fase-terra no lado inversor, γN =17°, Z = 250 ∠ 75° Ω, tensões AC e correntes em






Figura 6-9: Falta trifásica no lado inversor, γ’N = 18°, Z = 70 ∠ 45° Ω, tensões AC, correntes em

três tiristores e tensões em três CCs do inversor no inversor (HVDC híbrido). ................................ 88

Figura 6-10: Falta trifásica no lado inversor, γ’ N = 18°, Z = 20 ∠ 75° Ω, tensões AC, correntes em






Figura 6-13: Falta fase-terra no lado inversor, γ’N = 18°, Z = 60 ∠ 75° Ω, tensões AC, correntes em








Figura 6-17: Falha de comutação através da perspectiva de magnitude da impedância chaveada. ... 97

Figura 6-18: Falha de comutação através da perspectiva de queda de tensão. .................................. 97

LISTA DE TABELAS

Tabela 4-1: Características e parâmetros nominais do sistema HVDC clássico modelado. .............. 64

Tabela 4-2: Característica dos varistores em paralelo com os capacitores de comutação no lado

inversor do sistema HVDC híbrido. ................................................................................................... 65

Tabela 4-3: Parâmetros da linha de transmissão 800kV em corrente contínua típica. ...................... 65

Tabela 4-4: Níveis de curto-circuito dos equivalentes. ...................................................................... 66

Tabela 6-1: Resultados da imunidade a falha de comutação para o HVDC clássico, com inversor

LCC. ................................................................................................................................................... 96

Tabela 6-2: Resultados da imunidade a falha de comutação para o HVDC híbrido, com inversor

CCC. ................................................................................................................................................... 96

LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS

HVDC High Voltage Direct Current, Corrente Contínua em Alta Tensão

HVAC High Voltage Alternate Current, Corrente Alternada em Alta Tensão

UHVDC Ultra High Voltage Direct Current, Corrente Contínua em Ultra-Alta Tensão

DPS Dynamic Performance Study, Estudo de Desempenho Dinâmico

AC Alternate Current, Corrente Alternada

DC Direct Current, Corrente Contínua

CCA Current Control Amplifier, Amplificador do Controle de Corrente

VDCOL Voltage Dependent Current Order Limiter, Limitador da Ordem de Corrente Dependente da Tensão

RAML Rectifier Alpha Minimum Limiter, Limitador de Alfa Mínimo do Retificador

AMAX Alpha Maximum, Alfa Máximo

AMIN Alpha Minimum, Alfa Mínimo

PLL Phase Locked Loop, Malha de Captura de Fase

VSC Voltage Source Converter, Conversor Fonte de Tensão

PWM Pulse Width Modulation, Modulação por Largura de Pulso

MMC Modular Multilevel Converter, Conversor Modular Multiníveis

HML Hybrid Multilevel Converter, Conversor Multiníveis Híbrido

CTL Cascated Two Level Converter, Conversor de Dois Níveis em Cascata

CFC Converter Firing Control, Controle de Disparos do Conversor

CCC Capacitor Commutated Converter, Conversor Comutado a Capacitores

CC Commutation Capacitor, Capacitor de Comutação

TNA Transient Network Analyzer, Analisador de Transitórios de Rede

SCR Short Circuit Ratio, Relação de Curto-Circuito

RRL Resistor Série, Resistor Paralelo, Indutor Paralelo

IGBT Insulated Gate Bipolar Transistor, Transistor Bipolar de Porta Isolada

MCOV Maximum Continuous Operating Voltage, Máxima Tensão de Operação Contínua

EPE Empresa de Pesquisa Energética

CIGRÉ Conseil International des Grands Réseaux Électriques, Conselho Internacional de Grandes Sistemas Elétricos

IEEE Institute of Electrical and Electronics Engineers, Instituto de Engenheiros Eletricistas e Eletrônicos

SIN Sistema Interligado Nacional

N Norte

SE/CO Sudeste/Centro-Oeste

SUMÁRIO

AGRADECIMENTOS

RESUMO

ABSTRACT

LISTA DE FIGURAS

LISTA DE TABELAS

LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS

SUMÁRIO

1 INTRODUÇÃO ............................................................................................................... 18

1.1 PRINCIPAIS CARACTERÍSTICAS DO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO DE INTERESSE AOS SISTEMAS DE TRANSMISSÃO DE LONGAS DISTÂNCIAS ........... 20

1.1.1 Região Norte e o Potencial Hidrelétrico .............................................................. 20

1.1.2 Rede Sudeste/Centro-Oeste e a Demanda por Energia ........................................ 22

2 ASPECTOS GERAIS DA TRANSMISSÃO EM CORRENTE CONTÍNUA EM ALTA TENSÃO ............................................................................................................................ 24

2.1 SÍNTESE HISTÓRICA ................................................................................................. 24

2.1.1 Válvula de Mercúrio a Arco ................................................................................ 25

2.1.2 Válvulas a Tiristores ........................................................................................... 25

2.1.3 Conversores Comutados a Capacitores ............................................................... 26

2.1.4 Conversores Fonte de Tensão ............................................................................. 26

2.2 VANTAGENS E LIMITAÇÕES ENTRE OS SISTEMAS DE TRANSMISÃO HVDC E HVAC CONVENCIONAL .................................................................................................. 27

2.2.1 Interligações de Redes Assíncronas .................................................................... 28

2.2.2 Interligações através de Cabos Submarinos ........................................................ 28

2.2.3 Controlabilidade ................................................................................................. 29

2.2.4 Contribuição de Curto-Circuito ........................................................................... 29

2.2.5 Faixas de Passagem ............................................................................................ 29

2.2.6 Perdas Elétricas .................................................................................................. 29

2.2.7 Custos de Investimento ....................................................................................... 30

2.2.8 Relação de Curto-Circuito Mínima ..................................................................... 30

2.2.9 Geração de Harmônicas e Compensação Reativa ................................................ 30

2.2.10 Sensibilidade a Falhas de Comutação no Inversor ............................................. 31

2.2.11 Derivações de Linhas de Transmissão ............................................................... 32

3 CONCEITOS TÉCNICOS DA CONVERSÃO LCC E CCC ....................................... 33

3.1 HVDC CLÁSSICO ........................................................................................................ 33

3.1.1 Configurações dos Sistemas HVDC Clássicos .................................................... 33

3.1.2 Conversores Comutado pela Linha. .................................................................... 36

3.1.3 Caso sem Período de Sobreposição ..................................................................... 36

3.1.4 Relação entre a Corrente AC e DC ..................................................................... 40

3.1.5 Caso com Período de Sobreposição .................................................................... 41

3.1.6 Princípios Básicos de Controle de um Sistema HVDC Clássico ......................... 43

3.1.7 Amplificador do Controle de Corrente (CCA) .................................................... 45

3.1.8 Limitador de Ordem de Corrente Dependente da Tensão (VDCOL) ................... 46

3.1.9 Limitador de Alfa Mínimo do Retificador (RAML) ............................................ 46

3.1.10 Controle de Disparo do Conversor (CFC) ......................................................... 46

3.1.11 Limites de Alfa Mínimo (AMIN) ...................................................................... 47

3.1.12 Limite de Alfa Máximo (AMAX) ..................................................................... 47

3.2 HVDC CCC ................................................................................................................... 48

3.2.1 Descrição Geral dos Conversores com Capacitores de Comutação ..................... 50

3.2.2 Filtros e Consumo de Potência Reativa em HVDCs CCC ................................... 56

3.2.3 Princípios Básicos de Controle de um HVDC CCC ............................................ 56

3.2.4 Característica de Operação dos Inversores CCC ................................................. 56

4 DESCRIÇÃO DO SISTEMA MODELADO ................................................................. 58

4.1 PROJETO TAPAJÓS .................................................................................................... 59

4.2 MODELAGEM DOS EQUIPAMENTOS PRINCIPAIS ................................................ 64

4.3 MODELAGEM DOS EQUIVALENTES DE REDE ...................................................... 65

4.4 MODELAGEM DOS CONTROLES ............................................................................. 66

5 ANÁLISE DO DESEMPENHO DINÂMICO ................................................................ 67

6 ANÁLISE DA IMUNIDADE A FALHAS DE COMUTAÇÃO ...... .............................. 78

6.1 CASOS LIMIARES PARA A CONFIGURAÇÃO INVERSOR LCC ............................ 79

6.2 CASOS LIMIARES PARA A CONFIGURAÇÃO INVERSOR CCC ............................ 87

6.3 RESUMO DOS RESULTADOS .................................................................................... 96

7 CONCLUSÕES ............................................................................................................... 98

8 REFERÊNCIAS .............................................................................................................. 99

APÊNDICE A – PUBLICAÇÃO ..................................................................................... 101

APÊNDICE B – SISTEMAS HVDC NO SISTEMA BRASILEIRO .. ........................... 102

18

1 INTRODUÇÃO

A crescente demanda por energia elétrica dos sistemas de potência brasileiro e mundial,

devido ao crescimento significativo dos países desenvolvidos e emergentes nas últimas duas

décadas gerou a expansão de suas redes elétricas, e grandes desafios surgirão para atender este

crescimento nos próximos anos.

Um dos principais desafios refere-se à geração de energia através de fontes renováveis em

locais remotos e a transmissão desta energia para os grandes centros consumidores. O Brasil possui

um grande potencial hídrico em suas bacias hidrográficas da região Norte (N), as quais começaram

a ser exploradas recentemente através do projeto de transmissão do Rio Madeira, e futuramente

através dos projetos do Rio Xingu e Rio Tapajós. Com relação aos centros consumidores, estes se

concentram na rede Sudeste/Centro-Oeste (SE/CO), principalmente nos estados de São Paulo, Rio

de Janeiro e Minas Gerais.

Neste contexto, os sistemas de transmissão de corrente contínua em alta tensão (HVDC)

possuem características adequadas para atender as demandas do sistema elétrico brasileiro. Sendo

assim, esta tecnologia vem sendo adotada e sua implementação tende a aumentar nos próximos

anos.

Dentre as possíveis vantagens dos elos HVDC em relação aos elos de corrente alternada em

alta tensão convencionais1 (HVAC) para longas distâncias estão: o menor impacto ambiental das

faixas de passagem das linhas de transmissão aéreas em corrente contínua (DC), o menor custo em

relação as perdas elétricas e aos investimentos financeiros, a não contribuição para curtos-circuitos

na rede de corrente alternada (AC), a controlabilidade do fluxo de potência do elo e a melhoria na

estabilidade do sistema. Alguns limitantes diferem de acordo com a tecnologia HVDC utilizada e

são brevemente descritos no capítulo 2.2.

Os sistemas HVDC clássicos, também chamados de “Line Commutated Converters” (LCC)

são os mais executados no mundo e sua tecnologia é bastante conhecida, sendo utilizada durante

décadas em várias partes do mundo trazendo benefícios aos sistemas elétricos. Contudo, estes

conversores possuem algumas limitações, como a sensibilidade a falhas de comutação nos

inversores devido a quedas de tensão ou defasagens transitórias provocadas por faltas remotas, a

necessidade de sistemas de corrente alternada (AC) relativamente fortes em seus terminais para

funcionamento adequado e a necessidade de grandes quantidades filtros em derivação no

barramento AC. 1 Outras alternativas em corrente alternada não convencionais também tem sido estudadas, como a transmissão em pouco mais de meia onda.

19

Uma tecnologia HVDC que possui a capacidade de minimizar estes limitantes é o arranjo

“Capacitor Commutated Converter” (CCC). Esses conversores possuem capacitores alocados entre

as válvulas e os transformadores conversores, os quais são chamados de “Commutation Capacitors”

(CC).

Atualmente encontram-se em operação os sistemas HVDC “Back-to-Back” CCC de

Rapid City (EUA), Garabi (Brasil) e Rio Madeira (Brasil), este último com potência de 2x400 MW

e tensão DC de 50 kV. Estes projetos foram motivados principalmente pela melhoria na estabilidade

do inversor, tornando o HVDC mais robusto em condições de sistemas AC fracos.

Dentre outras possíveis vantagens dos conversores CCC estão o aumento da banda de

ângulo de disparo, o baixo consumo de potência reativa em derivação, consequentemente

minimizando a necessidade de filtros e reduzidindo a sobretensão de rejeição de carga, a reduzida

sensibilidade à ressonâncias de harmônicas de baixa ordem e a melhoria na imunidade a falhas de

comutação.

Defeitos que produzem redução na magnitude da tensão AC ou mudanças bruscas nos seus

ângulos de fase, especialmente em sistemas receptores com baixa relação de curto circuito (SCR)

frequentemente levam a falhas de comutação que resultam, na grande maioria dos casos, em perda

transitória de tensão com duração máxima de milisegundos, semelhante ao que se dá na ocorrência

de cintilação ou “flicker”. Em alguns casos raros, pode-se também chegar à interrupção do

intercâmbio de energia. Em ambos os casos, desde que a falha não esteja associada a defeitos

permanentes, a recuperação se dá automática e rapidamente. Para minimizar os eventos mais

significativos, os projetistas de sistemas HVDC clássicos se obrigam a sobre-dimensionar os

transformadores conversores, o que permite operação em regime permanente com maiores ângulos

de extinção mas ao custo de fatores de potência menos favoráveis no barramento da estação [1].

Em sistemas de corrente contínua em ultra-alta tensão (UHVDC) de 800 kV, os quais

transmitem aproximadamente 5.000 MW, a melhoria na imunidade a falhas de comutação para tais

casos pode ser interessante, conseguindo minimizar a ocorrência de eventos na rede da retificadora

causados por faltas remotas na rede da inversora, principalmente quando a rede da retificadora não

apresentar carga suficiente para escoamento da potência de seus geradores durante um súbito cessar

na transmissão de energia através do elo HVDC.

Para os casos de “multi-infeed” em que diferentes elos HVDC possuem inversores

conectados eletricamente próximos, a melhoria na imunidade a falhas de comutação, na estabilidade

no lado inversor e a menor necessidade de compensação reativa em derivação pode ser benéfica ao

sistema elétrico interligado como um todo, evitando a perda transitória de grandes quantidades de

20

energia de diferentes elos HVDC para uma mesma falta remota, e auxiliando a recuperação do

sistema.

Desta forma, busca-se neste trabalho avaliar o desempenho dinâmico e a imunidade a falhas

de comutação de uma topologia híbrida, com retificador LCC e inversor CCC, comparando-a com a

topologia HVDC clássica, discutindo-se tal arranjo sem foco dedicado à viabilidade de fabricação

dos equipamentos e ao dimensionamento preciso da solução, deixando estes aspectos para trabalhos

futuros.

Diferentes dimensionamentos do elo de corrente contínua em alta tensão foram investigados

para margens de comutação nominal de 18° e 23° adaptando os parâmetros dos circuitos principais,

a compensação reativa em derivação e as funções de controle, de modo a ser obtida uma relação

entre a margem de comutação e a imunidade a falhas de comutação, assim como a tecnologia

empregada, isto é, inversores CCC e inversores LCC.

A ferramenta utilizada para a simulação de transitórios eletromagnéticos é o “Alternative

Transient Program” (ATP) [2]. Para esta investigação os sistemas HVDC foram representados

através de um arranjo bipolar utilizando como base o modelo Benchmark do Cigré [1] e os dados

preliminares do sistema HVDC de Tapajós disponíveis nas bases de dados de fluxo de potência [3]

e curto-circuito [4] da EPE.

1.1 PRINCIPAIS CARACTERÍSTICAS DO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO DE INTERESSE AOS SISTEMAS DE TRANSMISSÃO DE LONGAS DISTÂNCIAS

O Brasil possui um expressivo potencial hídrelétrico em suas bacias hidrográficas da região

Norte, e grandes centros consumidores na rede SE/CO. A seguir, são descritas as condições das

redes supracitadas para o horizonte 2023, de modo a verificar a necessidade do intercâmbio de

grandes blocos de energia envolvendo distâncias de 2.000 a 2.500 km em floresta densa, o que

caracteriza condições favoráveis para a utilização de elos HVDC.

1.1.1 Região Norte e o Potencial Hidrelétrico

As usinas hidrelétricas no Braasil representam 61,65% da potência instalada enquanto as

usinas termelétricas correspondem a 28,25% [5]. A hidroeletricidade é de extrema importância para

o país devido ao seu potencial ainda não explorado, estima-se que o potencial hídrelétrico do Brasil

21

é de 260.000 MW [3], o qual atualmente corresponde a 85.854 MW [5], ou seja, apenas cerca de

33% do potencial hidrelétrico nacional já foi explorado, o que é um número pouco expressivo

quando comparado ao dos países desenvolvidos.

O aproveitamento do potencial hidrelétrico brasileiro inicialmente estava concentrado na

rede SE/CO, ou seja, próximo dos grandes centros consumidores. Ao longo dos anos, com o

desenvolvimento dos sistemas de transmissão, recursos cada vez mais distantes puderam ser

explorados formando o sistema interligado nacional (SIN) que temos nos dias de hoje, com usinas

espalhadas por todo o país.

Neste contexto, as bacias hidrográficas das regiões Norte e Centro-Oeste ganham destaque

uma vez que diversos estudos apontam que importantes projetos deverão ser outorgados ou

comissionados nestas regiões nos próximos anos. Dentre estes projetos estão as usinas hidrelétricas

de Belo Monte e do Rio Tapajós que terão capacidades máximas de 11.000 MW e 10.378 MW

respectivamente [6]. Contudo, estes novos projetos contarão com reservatórios limitados capazes de

armazenar água por apenas algumas horas ou dias, o que é uma característica das usinas

hidrelétricas a fio d’água, não sendo possível o controle de cheias ou o armazenamento hídrico em

barragens. Sendo assim, faz-se necessário o despacho de usinas termelétricas para atender as

demandas de carga nas épocas de seca, aumentando a complexidade da operação e do planejamento

do SIN.

Os balanços de garantia física da região Norte são mostrados na Figura 1-1 e na Figura 1-2

para o horizonte 2023. A primeira mostra a rede composta pelas usinas dos rios Madeira, Teles

Pires e Tapajós incluindo o sistema Acre-Rondônia, a qual é denominada “AC/RO + T.Pires +

Tapajós” e cujo excedente energético deve chegar a 11.500 MWmed em 2023. A segunda mostra a

rede composta pela usina de Belo Monte e os demais sistemas da rede Norte incluindo Manaus,

Amapá e Boa Vista, a qual é denominada “N + BM + MAN/AP/BV” e cujo excedente energético

disponível para exportação deve manter-se acima em 5.000 MWmed de 2017 a 2023.

22

Figura 1-1: Balanço de garantia física – AC/RO + T.Pires + Tapajós (Fonte: EPE) [6].

Figura 1-2: Balanço de garantia física – N + BM + MAN/AP/BV (Fonte: EPE) [6].

1.1.2 Rede Sudeste/Centro-Oeste e a Demanda por Energia

A rede Sudeste/Centro-Oeste é responsável pela mais expressiva carga de energia elétrica no

sistema nacional, a qual considera o consumo mais as perdas. O incremento médio anual de carga,

já incorporados os ganhos de eficiência energética e desconsiderando a parcela de autoprodução,

será de aproximadamente 3.000 MWmed ao ano no período de 2014 a 2023. Desse montante, os

subsistemas Sul, SE/CO e Acre/Rondônia são responsáveis por cerca de 73%, ou seja, 2.200

MWmed ao ano, enquanto os subsistemas Norte, Nordeste e Manaus/Amapá/Boa Vista crescem,

23

em média, 800 MWmed ao ano neste mesmo período, representando aproximadamente 27% do

total [6].

É possível verificar através da Figura 1-3, a qual apresenta o balanço de garantia física para

o horizonte 2023 da rede SE/CO considerando o despacho da usina de Itaipu, que a geração local de

energia não acompanhará o crescimento da carga média nos próximos anos. Portanto, faz-se

necessário a importação deste déficit energético de outras localidades, consequentemente o parque

gerador de regiões mais afastadas e a infraestrutura de transmissão em longas distâncias devem ser

desenvolvidos para atender esta demanda.

Figura 1-3: Balanço de garantia física – SE/CO + Itaipu (Fonte: EPE) [6].

Neste contexto, a tecnologia HVDC vem sendo considerada como a principal alternativa

para a interligação entre os sistemas elétricos da região Norte, onde se concentram os principais

potenciais de geração hidrelétrica, e a rede SE/CO, principal responsável pelo aumento da carga nos

próximos anos.

24

2 ASPECTOS GERAIS DA TRANSMISSÃO EM CORRENTE CONTÍNUA EM ALTA TENSÃO

No último século as redes de corrente alternada se tornaram a base dos sistemas de

transmissão de energia elétrica devido principalmente a facilidade de transformação das tensões.

Sendo assim, tensões de geração puderam ser elevadas para tensões de transmissão reduzindo as

perdas e tensões de transmissão puderam ser reduzidas para tensões de distribuição atendendo as

indústrias locais e os consumidores comuns.

Porém, a transmissão em HVAC convencional possui algumas limitações, como a

inviabilidade de conexão entre duas redes AC de frequências distintas ou assíncronas e soluções

mais custosas em relação a sistemas HVDC para transmissão em longas distâncias ponto a ponto

devido às maiores perdas e a necessidade de um elevado número de equipamentos para

compensação de potência reativa em derivação ao longo do circuito de transmissão, o que muitas

vezes torna esta alternativa inviável para interligações utilizando cabos submarinos.

Estes foram os principais fatores que incentivaram o desenvolvimento da transmissão em

HVDC em seus primórdios. Nos dias de hoje, somam-se a estes a pressão da sociedade

internacional para utilização de fontes de energia renováveis como hidrelétrica, solar e eólica,

normalmente presentes em locais afastados dos centros consumidores, e a necessidade de

interligação entre países com matrizes energéticas distintas porém complementares que são

influenciadas pela sazonalidade climática.

2.1 SÍNTESE HISTÓRICA

As válvulas são os componentes essenciais da tecnologia HVDC, foram necessários muitos

anos de pesquisa e desenvolvimento para a produção de válvulas econômicas e confiáveis para os

processos de retificação e inversão em alta tensão. A válvula de mercúrio a arco foi a primeira

alternativa viável desenvolvida para esta aplicação, diversos estudos foram necessários, uma vez

que se tratava de uma tecnologia pouco conhecida para aplicações em transmissão de energia.

25

2.1.1 Válvula de Mercúrio a Arco

A válvula de mercúrio a arco foi inventada em 1901, por Peter Cooper Hewitt, e em 1920

Langmuir introduziu o controle de grade, possibilitando tanto a inversão quanto a retificação para

este equipamento [7]. Contudo, havia dificuldades em manter a capacidade de bloqueio durante

tensões negativas no anodo para os retificadores com tanques de aço. Em 1939, Uno Lamn

introduziu os eletrodos gradativos às válvulas de mercúrio a arco, estes melhoraram a distribuição

das tensões e a suportabilidade das válvulas consideravelmente possibilitando a construção de elos

experimentais na Alemanha, Suécia e Estados Unidos nos anos de 1940, porém, os trabalhos em

transmissão DC foram desacelerados devido a segunda guerra mundial [7]. Uno Lamn

posteriormente foi honrado com o título de "pai da transmissão de potência em HVDC" pelo

Instituto de Engenheiros Eletricistas (IEE), atual IEEE, em 1965.

Em 1946, a ASEA energizou uma linha de transmissão DC experimental de 60 km entre

“Mellerud” e “Trollhättan” na Suécia, a potência nominal do elo era de 6,5 MW e 90 kV [7] e em

1954 comissionou o primeiro elo HVDC comercial submarino, o elo de “Gotland” de 20 MW e

100 kV [7]. Uma engenharia de sistemas nova foi desenvolvida para estes projetos utilizando

métodos matemáticos e modelos de rede desenvolvidos no “Transient Network Analyzer”

(TNA) [8]. Com estas ferramentas, os engenheiros liderados por Erich Uhlmann desenvolveram um

novo conceito de sistemas de potência, o qual é aplicado até os dias de hoje.

2.1.2 Válvulas a Tiristores

Em 1957, a GEC produziu o primeiro retificador controlado de silício que mais tarde viria a

ser chamado de tiristor em 1962 [7]. A aplicação deste dispositivo teve um grande impacto no setor

elétrico tanto pela economia de espaço e peso quanto por agregar controle e comutação em um

mesmo equipamento. Contudo, o tiristor também não poderia ser desligado por um pulso de

controle, mas como possuía baixas quedas de tensão contínua, este se tornou adequado para

retificadores de baixa tensão que começaram a substituir retificadores baseados a válvulas de

mercúrio a arco.

Para que esta tecnologia fosse empregada em aplicações de transmissão HVDC muitas

dificuldades precisavam ser superadas, as tensões e correntes das válvulas de mercúrio a arco na

época eram de 150kV e 1800A e as perdas eram 30 a 50% inferiores em relação as válvulas a

26

tiristores [7]. No final dos anos de 1960, válvulas a tiristores com capacidade de bloqueio

equivalente à das válvulas de mercúrio a arco foram desenvolvidas.

Em 1963, um grupo de trabalho composto pela AEG, BBC, e SIEMENS foi formado para

estudar a viabilidade da ligação em série de válvulas de mercúrio a arco menores, que concluiu que

os futuros conversores HVDC deveriam ser baseados na tecnologia de válvulas a tiristores [7]. O

primeiro teste de válvulas a tiristores experimentais em um projeto HVDC foi realizado pela ASEA

na Suécia em 1967, uma das válvulas de mercúrio a arco do sistema de transmissão de “Gotland”

foi substituída por uma válvula a tiristores [7]. A partir de então diversos projetos utilizando

tiristores foram realizados e com o desenvolvimento de novas tecnologias estes passaram a ser

conhecidos como sistemas HVDC clássicos.

2.1.3 Conversores Comutados a Capacitores

Em 1999, uma variação dos sistemas HVDC clássicos, denominada HVDC CCC foi

introduzida pela ABB, através do projeto Garabi [1]. Esta tecnologia consiste em conversores LCC

com capacitores alocados entre as válvulas e os transformadores conversores e foi desenvolvida

com o intuito de minimizar alguns limitantes dos sistemas HVDC clássicos. A partir de então, dois

projetos utilizando esta tecnologia foram executados, sendo o mais recente o “Back-to-Back” do

projeto Rio Madeira comissionado em 2014. Alguns fatores limitaram a disseminação desta

tecnologia apesar de suas vantagens técnicas, como o competitivo e otimizado mercado de sistemas

HVDC clássicos, a existência de um único fabricante da tecnologia CCC e o rápido

desenvolvimento dos conversores fonte de tensão (VSC).

2.1.4 Conversores Fonte de Tensão

O avanço nas técnicas de fabricação de semicondutores propiciou o surgimento de novos

dispositivos de eletrônica de potência, em 1980 o transistor bipolar de porta isolada (IGBT) foi

apresentado ao setor elétrico, o que viabilizou a introdução dos sistemas HVDC VSC em 1997, pela

ABB, através do elo HVDC experimental “Hellsjön-Grängsberg” [9] utilizando o conceito de

modulação de largura de pulso (PWM) de dois níveis. Os sistemas HVDC VSC também são

conhecidos como conversores auto-comutados por possuírem capacidade de interrupção de corrente

nos IGBTs após o disparo das válvulas, não necessitando da alternância das tensões e correntes da

27

rede AC para comutação. Sendo assim, estes foram incentivados pela inviabilidade dos elos HVDC

clássicos em atender sistemas com redes muito fracas ou terminais totalmente passivos e por

vantagens como capacidade de arranque autônomo, controle de potência reativa independente da

potência ativa, imunidade a falhas de comutação, reduzida necessidade ou dispensabilidade de

filtros no barramento AC e reduzido espaço de instalação.

Em 2006, o conversor multiníveis modular (MMC) foi introduzido pela SIEMENS [10], o

qual gera tensões AC através de degraus de tensão menores reduzindo as harmônicas no processo

de chaveamento. E em 2010, a ABB apresentou o conversor de dois níveis em cascata (CTL) [10],

que apresenta topologia similar aos MMCs, porém utilizando IGBTs e diodos encapsulados por

pressão que já eram utilizado nos conversores PWM, sendo estes otimizados para conexões de

IGBTs em série que em caso de falha permanecem em estado de curto-circuito não interrompendo a

operação de conversão. No mesmo ano, a ALSTOM anunciou que a tecnologia multiníveis híbrida

(HML) estava em desenvolvimento [10], sendo uma combinação entre as tecnologias MMC e a

tecnologia ponte H completa podendo bloquear faltas DC.

As tecnologias HVDC VSC mantém sua funcionalidade desde as primeiras gerações, desta

forma um dos principais focos de desenvolvimento ao longo dos anos tem sido a redução das

perdas, que atualmente são de cerca de 1% [10], a fim de tornar o sistema mais econômico. Nos

dias de hoje, a tecnologia apresenta-se disponível para tensões até 640 kV para linhas aéreas e até

600 kV para cabos e potências até 1600 MW [10], porém estes números estão aumentando

rapidamente e estima-se que tensões de 800 kV e potências de até 3.500 MW sejam alcançadas nas

próximas décadas.

2.2 VANTAGENS E LIMITAÇÕES ENTRE OS SISTEMAS DE TRANSMISÃO HVDC E HVAC CONVENCIONAL

A escolha entre a implementação de um sistema HVDC e um sistema HVAC convencional é

muito complexa e exige diversos estudos técnicos, econômicos e ambientais, sendo a melhor

solução geralmente baseada nas análises em conjunto destes estudos. Dentre algumas vantagens da

tecnologia HVDC em relação a tecnologia HVAC convencional é possível citar a viabilidade da

interligação de redes assíncronas, a possibilidade de interligação de redes através de cabos

submarinos longos, o rápido controle do fluxo de potência do elo, a flexibilidade das funções de

controle, a melhora na estabilidade do sistema, a não contribuição para curtos-circuitos na rede AC,

28

a transmissão ponto a ponto de grandes quantidades de energia a distâncias muito longas com maior

eficiência, perdas elétricas reduzidas e faixas de passagem mais estreitas.

A maior parte das limitações da tecnologia HVDC clássica em relação a tecnologia HVAC

convencional como necessidade de sistemas AC fortes em seus terminais, a instalação de grandes

filtros devido a geração de harmônicas no lado AC, grande consumo de potência reativa e

sensibilidade a falhas de comutação no inversor podem ser minimizadas pela tecnologia HVDC

CCC ou eliminadas pela tecnologia HVDC VSC.

2.2.1 Interligações de Redes Assíncronas

Para o correto funcionamento das interligações de redes AC através de sistemas HVAC

convencionais é preciso que estas sejam sincronizadas, o que torna a operação mais complexa e

dependente. Através de elos HVDC é possível interligar sistemas assíncronos inclusive com

frequências diferentes, como a interligação Brasil–Paraguai através do elo HVDC de Itaipu.

2.2.2 Interligações através de Cabos Submarinos

Linhas de transmissão e cabos isolados AC produzem potência reativa segundo a formula

= e consomem potência reativa através da formula = , em que a capacitância e a

indutância são dados em por unidade de comprimento. Quando as potências gerada e consumida se

igualam é possível determinar = / = / , em que é chamada de impedância de surto,

para cabos este valor é de 15 a 25 ohms e para linhas de transmissão é de cerca de 300 ohms [11].

Sob a mesma condição é possível definir também = = / = , em que é chamada

de carga natural ou de surto.

Desta forma para cargas maiores que SIL as linhas aéreas ou cabos isolados consomem

potência reativa, caso contrário estes produzem potência reativa. Como os cabos isolados AC

normalmente operam com potências muito abaixo de suas cargas naturais para evitar

sobreaquecimento, faz-se necessária a compensação reativa ao longo destes em casos de grandes

comprimentos, sendo inviável para cabos submarinos. Por outro lado, cabos isolados DC não

apresentam tal limitação sendo a tensão ao longo destes ditada apenas pela queda de tensão

resistiva.

29

2.2.3 Controlabilidade

Os elos HVDC permitem o controle do despacho de potência ativa com precisão e rapidez

proporcionando controlabilidade ao operador. Além disso, o desempenho dinâmico e a estabilidade

da rede AC podem ser melhorados através de funções de controle que podem amortecer oscilações

do sistema.

2.2.4 Contribuição de Curto-Circuito

Sistemas HVDC não contribuem para curtos-circuitos na rede AC devido a capacidade de

bloqueio das válvulas. Esta característica é de especial interesse para grandes centros urbanos, os

quais já possuem níveis de curto-circuito elevados e cujos equipamentos encontram-se

dimensionados para tais.

2.2.5 Faixas de Passagem

Para interligações que envolvem linhas longas e transmissão de potências muito elevadas é

possível estreitar as faixas de passagem utilizando linhas aéreas DC uma vez que estas necessitam

normalmente de dois condutores, um para cada polo, enquanto as linhas aéreas AC necessitam de

três condutores, um para cada fase, para uma mesma potência transmitida, o que reduz também a

complexidade das torres e a quantidade de isoladores.

2.2.6 Perdas Elétricas

As perdas de um sistema de transmissão devem levar em conta as perdas tanto nas estações

quanto as perdas nas linhas aéreas ou cabos isolados. No caso de elos de corrente contínua as perdas

elétricas das conversoras são cerca de 0,6% e abaixo de 1% da potência transmitida para sistemas

HVDC clássicos e sistemas HVDC VSC multiníveis, respectivamente [10]. Cabos isolados e

condutores de alumínio de corrente contínua também possuem perdas menores do que os de

corrente alternada para um mesmo comprimento principalmente devido ao efeito pelicular, sendo

assim, considerando-se a mesma capacidade de transmissão de potência, o aumento das distâncias

30

deve igualar as perdas totais das duas alternativas em um certo ponto, a partir deste os elos de

corrente contínua tornam-se mais vantajosos neste aspecto.

2.2.7 Custos de Investimento

As estações conversoras são mais caras que estações de corrente alternada convencionais

principalmente devido as válvulas e a tecnologia empregada na conversão AC-DC e DC-AC, porém

as linhas de transmissão e cabos em corrente contínua normalmente são mais baratos. Assim, a

partir de uma certa distância os elos em corrente contínua em geral oferecem menores custos

globais, esta distância para linhas de transmissão pode variar de 500 a 1500 km e para cabos

submarinos a partir de 30 km [11].

2.2.8 Relação de Curto-Circuito Mínima

Os sistemas HVDC clássicos necessitam de uma relação de curto-circuito (SCR) mínima

para operarem adequadamente em plena carga, esta é definida basicamente pela potência de curto-

circuito do ponto de acoplamento comum dividida pela potência transmitida pelo elo. Para sistemas

HVDC clássicos esta relação está em torno de 2, enquanto para sistemas HVDC CCC esta está em

torno de 1 podendo chegar a valores de 0.2, dependendo do dimensionamento da solução. Caso a

quantidade de compensação reativa em derivação e a existência de elos de corrente contínua

próximos forem levados em consideração estes agem no sentido de diminuir a relação de curto-

circuito efetiva para os elos de corrente contínua [12]. Para sistemas HVDC VSC não é necessário

uma relação de curto-circuito mínima para o funcionamento adequado uma vez que estes podem

operar alimentando redes passivas e possuem capacidade de arranque autônomo.

2.2.9 Geração de Harmônicas e Compensação Reativa

Os conversores dos sistemas HVDC clássicos geram harmônicas de corrente e tensão tanto

no lado AC quanto no lado DC, as quais são relacionadas principalmente ao número de pulsos das

pontes tiristoras, conforme as formulas ℎ() = ∙ ± 1, no lado AC e ℎ() = ∙ , no lado DC,

em que “p” é o número de pulsos do conversor e “n” é um número inteiro. As amplitudes das

31

correntes harmônicas são inversamentes proporcionais a ordem harmônica, sendo assim,

(ℎ) = /ℎ, em que é a amplitude da corrente na frequência fundamental.

No lado DC são utilizados reatores de alisamento para limitar harmônicas de alta frequência

e filtros DC principalmente para evitar que tais harmônicas interferiram com sistemas de

telecomunicação. No lado AC são utilizados filtros para limitar as harmônicas injetadas na rede de

acoplamento e para compensação de potência reativa devido ao ângulo de disparo do retificador e à

margem de comutação do inversor, como normalmente os sistemas operam com ângulos de disparo

de 15° e margem de comutação de 17° ou 18° a relação entre a potência ativa e o consumo de

potência reativa é em torno de 50%. Filtros de harmônicas de baixa ordem também são alocados de

acordo com a caracteristica harmônica da rede AC. Os sistemas HVDC CCC podem operar com

ângulos de disparo e ângulos de extinção em relação ao barramento AC próximos a zero,

minimizando a necessidade de filtros para compensação reativa. Os conversores HVDC VSC PWM

possuem baixa necessidade de filtros AC, enquanto os conversores HVDC VSC multiníveis não

necessitam destes, porém pequenos filtros são normalmente alocados no barramento AC devido as

harmônicas presentes na própria rede de acoplamento.

2.2.10 Sensibilidade a Falhas de Comutação no Inversor

Os conversores a tiristores necessitam da alternância das tensões e correntes provenientes da

rede AC para comutar. Esta dependência é mais crítica para o processo de inversão, pois o disparo

do tiristor é efetuado antes do momento efetivo de comutação do mesmo, deste modo o momento

do disparo prevê que o ciclo de comutação é completado adequadamente mantendo uma margem

17° a 18° para que o tiristor possua tensão suficiente em seus terminais garantindo o sucesso da

comutação. Desta forma, faltas que produzam redução na magnitude da tensão AC ou mudanças

bruscas nos seus ângulos de fase, podem levam a falhas de comutação.

Os sistemas HVDC CCC contam com tensões adicionais propiciadas pelos CCs no

momento da comutação, as quais são proporcionais às correntes passantes por estes, sendo assim,

há um incremento transitório na margem de comutação melhorando a imunidade a falhas de

comutação durante faltas remotas na rede AC [1]. Os sistemas HVDC VSC utilizam IGBTs que

possuem capacidade de bloqueio de corrente forçada após disparo, portanto possuem capacidade de

comutação forçada sendo imunes a falhas de comutação.

32

2.2.11 Derivações de Linhas de Transmissão

Uma das maiores vantagens das interligações HVAC convencionais é a possibilidade de

implementar posteriores derivações ao longo das linhas aéreas em caso de expansão das redes

elétricas ao redor das faixas de passagem. Tais derivações são bastante complexas para sistemas

HVDC clássicos que precisam de sistemas de controle e equipamentos especificamente projetados

para a operação multi-terminal. Porém, com a introdução recente dos disjuntores híbridos de

corrente contínua de alta tensão e do aumento no número de elos HVDC VSC é previsto que redes

de corrente contínua sejam viáveis no futuro próximo.

33

3 CONCEITOS TÉCNICOS DA CONVERSÃO LCC E CCC

Para o melhor entendimento dos sistemas HVDC desenvolvidos nesta dissertação alguns

conceitos básicos do funcionamento tanto dos sistemas HVDC clássicos quanto dos sistemas

HVDC CCC são necessários. Primeiramente, os conversores comutados pela linha são descritos em

maiores detalhes, em seguida, os conversores comutados a capacitores são apresentados com foco

na operação de comutação e em suas principais diferenças em relação a tecnologia clássica.

3.1 HVDC CLÁSSICO

Os conversores de alta tensão que utilizam tiristores em suas válvulas são chamados de

conversores comutados pela linha uma vez que estes necessitam da alternância das tensões e

correntes provenientes da rede AC para comutar, já que os tiristores não possuem capacidade de

desligamento forçado após o disparo da porta de controle.

Atualmente, esforços globais para utilização de energias renováveis que muitas vezes

encontram-se em locais remotos e a transmissão desta grande quantidade de energia para os centros

consumidores impulsionam a tecnologia HVDC clássica a alcançar tensões cada vez maiores. Desta

forma, os elos de corrente contínua de ultra-alta tensão a 800 kV para transmissão de 5.000 a

8000 MW e distâncias de 1.000 a 2.500 km já estão consolidados pelo mercado e possivelmente

elos de 1100 kV com capacidade de 10.000 MW e distâncias de 3.000 km sejam construídos em

breve.

3.1.1 Configurações dos Sistemas HVDC Clássicos

Dentre as diferentes configurações de elos DC utilizados para transmissão de potência,

dentre os principais é possível citar:

Monopolo com retorno pela terra

Um monopolo com retorno pela terra é mostrado na Figura 3-1. Neste a potência é

transmitida de uma estação conversora para outra através de um condutor de polaridade positiva ou

negativa e a corrente retorna através da terra em ambas as estações.

34

Figura 3-1: Arranjo simplificado de um monopolo com retorno pela terra.

Monopolo com retorno metálico.

Um monopolo de retorno metálico é mostrado na Figura 3-2. Neste a potência é transmitida

de uma estação para outra através de um condutor e o circuito de retorno da corrente é realizado

através de outro condutor sendo uma das extremidades conectada à terra.

Figura 3-2: Arranjo simplificado de um monopolo com retorno metálico.

Bipolo

Um bipolo é mostrado na Figura 3-3. Este possui dois condutores sendo um para o polo

positivo e o outro para o polo negativo. Ambos os polos transmitem potência na mesma direção e

ambas as estações são aterradas. As correntes mantém sempre o mesmo sentido ditado pela ligação

dos tiristores, desta forma para inverter o fluxo de potência é preciso inverter a polaridade, ou seja,

as tensões dos polos. Para que a corrente pelo aterramento seja suficientemente baixa, ambos os

polos operaram com a mesma magnitude de corrente durante o regime permanente. Este arranjo

também permite a operação monopolar com retorno metálico em caso de manutenção dos

conversores de um polo utilizando o próprio condutor do polo em manutenção como retorno, ou

também a operação monopolar com retorno pela terra por um tempo limitado também no caso de

faltas em um dos polos.

35

Figura 3-3: Arranjo simplificado de um bipolo.

Back-to-back

Um back-to-back é mostrado na Figura 3-4. Este possui ambas as estações retificadora e

inversora na mesma estação. Em geral esta configuração é utilizada para conectar dois sistemas

assíncronos. Normalmente estes são construídos em blocos monopolares, porém mais blocos podem

ser instalados em paralelo. Devido a ausência de linhas ou cabos as corrente nominais do

equipamento podem ser aumentadas e as tensões reduzidas diminuindo custos com isolação dos

equipamentos e consequentemente da alternativa como um todo.

(a) (b)

Figura 3-4: Arranjos simplificados de sistemas “Back-to-Back” com aterramento (a) em um dos polos ou (b) no ponto médio.

36

3.1.2 Conversores Comutado pela Linha.

O princípio básico dos conversores comutados pela linha pode ser explicado através da

análise da ponte de Graetz de seis pulsos. A Figura 3-5 mostra uma ponte de seis pulsos acoplada a

uma fonte de tensão AC trifásica e a um transformador conversor, são representadas também

válvulas ideais e um reator de alisamento, o número das válvulas representa a ordem de disparo. É

representado o momento em que as válvulas 1 e 2 estão conduzindo formando o circuito em azul.

1 3 5

4 6 2

Ua

Ub

Uc

Id

Id

Ud

Uv1 Uv3 Uv5

Uv2Uv6Uv4

Figura 3-5: Ponte de Graetz de 6 pulsos da estação retificadora.

De acordo com uma sequência de disparos coordenada com as tensões da fonte AC é

possível comutar a corrente de um tiristor para outro. Durante a operação normal dois tiristores

devem estar conduzindo, um do grupo superior e outro do grupo inferior, ao passo que durante a

operação de comutação para o próximo tiristor da sequência, três tiristores devem conduzir

simultaneamente. Porém, devido a indutância do transformador conversor, a comutação não ocorre

instantaneamente, o tempo necessário para que esta ocorra é chamado de ângulo de sobreposição

(µ), o qual é inferior a um sexto de ciclo, ou seja, 60° elétricos.

3.1.3 Caso sem Período de Sobreposição

Para uma primeira análise simplificada é possível desprezar o período de sobreposição e

considerar que os tiristores estejam sempre disparados e as tensões trifásicas fase-terra dadas por:

37

!" = #$ ∙ cos(( + 60°) (3-1)

!+ = #$ ∙ cos(( − 60°) (3-2)

!- = #$ ∙ cos(( − 180°) (3-3)

E as tensões de linha correspondentes dadas por:

!"- = √3 ∙ #$ ∙ cos(( + 30°) (3-4)

!+" = √3 ∙ #$ ∙ cos(( − 90°) (3-5)

!+" = √3 ∙ #$ ∙ cos(( + 150°) (3-6)

No momento em que dois tiristores estão conduzindo, um do grupo superior e um do grupo

inferior, a tensão contínua instantânea sobre a ponte de seis pulsos é dada pela tensão de linha uma

vez que o circuito deve envolver duas fontes de tensão distintas para que ocorra um comutação bem

sucedida e as fontes não sejam “bypassadas”. Como este exemplo apresenta uma ponte de seis

pulsos, a cada ciclo 60° uma das válvulas superiores ou inferiores deve comutar. Portanto, a tensão

contínua média pode ser calculada através da integração da tensão em um intervalo de 60°.

!234 = 356 !"- ∙ 78 = 356 √3 ∙ #$ ∙ cos(8 + 30°) 789:;9

9:;9 (3-7)

π/3

Figura 3-6: Forma de onda da tensão DC sem atraso no ângulo de disparo.

38

!234 = 3√35 ∙ #$ (3-8)

#$ é o valor de pico da tensão fase terra.

!234é a tensão direta ideal sem carga.

!234 = 3√25 ∙ #= (3-9)

#= é a tensão de linha em rms.

Se os tiristores forem controlados através de disparos coordenados com as tensões da fonte

de tensão AC é possível controlar a tensão DC média. Do momento em que a tensão entre os

terminais do tiristor torna-se positiva até o momento de disparo pode-se determinar um ângulo

elétrico em relação a um ciclo da frequência nominal da fonte de tensão AC, este atraso é chamado

de ângulo de disparo (), sendo assim, os limites de integração são deslocados na Figura 3-7.

π/3

Figura 3-7: Forma de onda da tensão DC com atraso no ângulo de disparo.

!234 = 3√35 ∙ #$ ∙ cos() = 3√25 ∙ #= ∙ cos() (3-10)

O efeito do atraso no ângulo de disparo é a redução da tensão contínua média por um fator

de cos(). Ao passo que o valor do ângulo de disparo varia entre 5° e 142°, a polaridade da tensão

DC é alterada, invertendo o fluxo de potência e mantendo o sentido da corrente uma vez que os

tiristores utilizados são unidirecionais.

39

Sendo assim, para exemplificar a operação de retificação a Figura 3-5 mostra o estado das

válvulas logo antes do acionamento da válvula 3, como a corrente passante pelas válvulas 1 e 2 é

idealmente constante a tensão da válvula 3 é dada por:

!>? = !+ − !" (3-11)

E logo após o acionamento da válvula 3 a equação é dada por:

!>? − !> = !+ − !" (3-12)

O processo de inversão é análogo ao processo de retificação. Sendo assim, para

exemplificar a operação de inversão a Figura 3-8 mostra o estado das válvulas logo antes do

acionamento da válvula 3. Como a corrente passante pelas válvulas 1 e 2 é idealmente constante a

tensão da válvula 3 é dada por:

!>? = !" − !+ = −(!+ − !") (3-13)

E logo após o acionamento da válvula 3 a equação é dada por:

!>? − !> = !" − !+ = −(!+ − !") (3-14)

1 3 5

4 6 2

Ua

Ub

Uc

Id

Id

Ud

Uv1 Uv3 Uv5

Uv2Uv6Uv4

Figura 3-8: Ponte de Graetz de 6 pulsos da estação inversora.

40

3.1.4 Relação entre a Corrente AC e DC

Assumindo que não há perdas na ponte conversora, a potência transmitida a partir da rede

AC é igual à potência DC.

2 = !2 ∙ 2 = 3 ∙ != ∙ = ∙ cos(@) (3-15)

!= é a tensão fase terra

= é a corrente de linha na frequência fundamental

@ é o ângulo de fase entre a tensão de linha e a corrente de linha

A forma de onda da corrente é retangular, uma vez que 2 é constante e os reatores de

alisamento impedem a rápida variação de corrente. Cada válvula na ponte de 6 pulsos conduz

durante 120° por ciclo. Caso o atraso do ângulo de disparo seja nulo, a corrente de linha estará em

fase com a tensão. Caso exista atraso do ângulo de disparo, a corrente de linha é atrasada em relação

a tensão. Esta é a razão pela qual o conversor LCC consome potência reativa.

Através de uma análise de Fourier a corrente de linha eficaz é dada por:

= = √25 6 2 cos(8) 78;9:;9 (3-16)

= = √65 ∙ 2 (3-17)

0° < α < 60°

Ua

Ia

Ia

Figura 3-9: Relação entre as correntes AC e DC com atraso no ângulo de disparo.

41

3.1.5 Caso com Período de Sobreposição

Como explicado anteriormente, devido a indutância do transformador conversor, a válvula

leva um certo tempo para comutar a corrente de uma a válvula para outra. A Figura 3-10 mostra o

as válvulas 1, 2 e 3 durante a comutação entre as válvulas 1 e 3 do retificador.

1 3 5

4 6 2

Ua

Ub

Uc

Id

Id

Ud

Uv1 Uv3 Uv5

Uv2Uv6Uv4

Figura 3-10: Condução das válvulas 1, 2 e 3 durante a comutação entre as válvulas 1 e 3 do retificador.

Se as válvulas 1 e 2 estão conduzindo em um certo instante e a válvula 3 é acionada, esta

última começa a conduzir. No entanto a válvula 1 continua conduzindo até que a energia

armazenada no transformador conversor seja anulada. Durante a comutação Id é igual a soma de I1 e

I3, I1 diminui de Id até zero e I3 aumenta de 0 a Id como mostrado na Figura 3-11.

I1 I3

Id

µ

Figura 3-11: Comutação da corrente entre as válvulas 1 e 3.

A forma de onda da tensão contínua considerando o efeito do atraso no ângulo de disparo e

o ângulo de sobreposição para a operação de retificação é mostrada na Figura 3-12.

42

α µ

Figura 3-12 Tensão contínua considerando o efeito do ângulo de atraso e do ângulo de sobreposição.

A queda de tensão devido ao ângulo de sobreposição µ pode ser obtida por:

∆!2 = 6 ∙ B ∙ ∙ 2 = 6 ∙ 2 ∙ 5 ∙ ∙ 2 (3-18)

∆!2 = 3 ∙ 5 ∙ ∙ 2 (3-19)

Uma vez que as correntes comutam através da indutância 6 vezes por ciclo para conversores

de seis pulsos. Esta queda de tensão é mostrada na Figura 3-13.

α µ

Figura 3-13: Tensão contínua no retificador.

Deste modo, a tensão contínua total do retificador é dada pela seguinte formula:

!2 = 1.35 ∙ != ∙ cos() − 35 ∙ ∙ ∙ 2 (3-20)

43

Já a tensão DC no inversor é obtida apartir das seguintes equações:

+ D + E = 180° (3-21)

!2 = 1.35 ∙ != ∙ cos(E) − 35 ∙ ∙ 2 (3-22)

A Figura 3-14 mostra a forma de onda da tensão durante o processo de inversão.

α µ

ɣ

Figura 3-14: Tensão contínua no inversor.

3.1.6 Princípios Básicos de Controle de um Sistema HVDC Clássico

Neste e nos próximos sub-capítulos são descritos alguns princípios básicos das principais

funções de controle de um sistema HVDC clássico, maiores detalhes e aprofundamento técnico são

encontrados nas referências [1], [11] e [13].

Uma das equações básicas que rege o funcionamento de um sistema HVDC é a lei de Ohm,

uma vez que a partir da diferença de tensão DC do retificador e do inversor é possível transmitir

potência através de uma linha de transmissão ou cabo conforme as seguintes equações.

2 = (!2F − !2G)H (3-23)

2F = !2F ∙ 2 (3-24)

2 é a corrente DC passante pelo elo

2F é a potência DC transmitida pelo retificador

44

!2F é a tensão DC do retificador

!2G é a tensão DC do inversor

H é a resistência da linha de transmissão ou cabo

Como a resistência da linha de transmissão ou cabo é pequena basta uma pequena

variação na tensão do retificador ou inversor para alterar drasticamente a potência transmitida ou

a corrente passante peloelo, o que torna a resposta dinâmica destes sistemas muito rápida.

A filosofia de controle normalmente adotada visa manter o inversor com o controle de

tensão mantendo o ângulo de disparo saturado em um valor máximo e controlando as derivações

sob carga dos transformadores conversores, enquanto o retificador opera com uma margem de

ângulo de disparo adequada para o controle de corrente.

Esta filosofia de controle é possível empregando uma difereça na ordem de corrente do

inversor em relação ao retificador de 10%, a qual é denominada margem de corrente. Assim

durante a sequência de desbloqueio o retificador busca impor 4I2J$ diminuindo seu ângulo de

disparo, aumentando !2F . O inversor, por sua vez, busca impor uma corrente de 0.9 ∙ 4I2J$,

aumentando a tensão !2G através do aumentando de seu ângulo de disparo, diminuindo a margem

de comutação. Quando o ângulo de disparo do inversor satura em seu limite máximo de 17° ou

18°, o retificador impõe a ordem de corrente ao sistema e as derivações sob carga de seus

transformadores conversores são ajustadas para manter o ângulo de disparo próximos a 15°. A

Figura 3-15 ilustra característica de operação simplificada de um HVDC clássico.

Para a operação adequada do sistema HVDC varias funções de controle são necessárias, a

Figura 3-15 mostra uma visão geral destas funções. Nesta são possíveis identificar o

Amplificador de Controle de Corrente (CCA), o Limitador de Corrente Dependente da Tensão

(VDCOL) e o Controle de Disparos do Conversor (CFC), estas e outras funções importantes são

descritas a seguir.

45

γmin

αmin

αmax

Id [pu]

Ud [pu]

Iordem

Imargem

1,0

1,00,9

ponto de

operação

Figura 3-15: Característica de operação simplificada de um HVDC clássico.

VDCOL CCA CFC+-

αordemIordem

Idmeas

Idmeas

Udmeas

Controle de

Potência

Firing

pulses

Udmeas

Figura 3-16: Visão geral do controle de um HVDC clássico.

3.1.7 Amplificador do Controle de Corrente (CCA)

A função de controle CCA é basicamente um controle proporcional integral (PI)

realimentado pela corrente direta medida no conversor. No caso do inversor a margem de

corrente é adicionada para que o conversor tenda ao ângulo de disparo máximo e seja mantido em

condições normais como controle de tensão direta. Os limites do ângulo de disparo são

46

controlados por funções de controle para garantir o funcionamento adequado durante o regime

permanente e transitórios.

3.1.8 Limitador de Ordem de Corrente Dependente da Tensão (VDCOL)

A função VDCOL atua principalmente durante faltas na rede AC do lado inversor.

Quando a tensão na rede AC diminui, a tensão direta também diminui, sendo assim, para evitar

problemas de estabilidade e melhorar a performance de recuperação a ordem de corrente enviada

ao CCA é limitada pela função VDCOL. No momento subsequente ao disturbio a ordem de

corrente é diminuída gradativamente através de uma constante de tempo de descida rápida, em

seguida após a falta na rede AC ser extinta é iniciado o processo de recuperação aumentando a

ordem de corrente gradativemente através de uma constante de tempo mais lenta, todo o processo

de recuperação deve ocorrer no intervalo de 200 a 300ms.

3.1.9 Limitador de Alfa Mínimo do Retificador (RAML)

A função RAML controla o limite do ângulo de disparo mínimo do retificador na

ocorrência de faltas na rede do lado retificador. Estes eventos causam quedas de tensão no

barramento AC, que por sua vez causam a diminuição da tensão DC do retificador, torna-a menor

que a tensão do lado inversor levando a corrente no elo a zero, consequentemente o CCA tende a

diminuir o ângulo de disparo para seu valor mínimo de 5°. Para evitar que após a extinção da

falta seguida do retorno da tensão no retificador imponha uma corrente DC elevada, a função

RAML eleva o ângulo de disparo mínimo do retificador a aproximadamente 60° durante a falta e

diminui este valor gradativamente após a eliminação desta, deste modo, o inversor entra em

controle de corrente durante estes eventos evitando falhas de comutação.

3.1.10 Controle de Disparo do Conversor (CFC)

A função CFC é responsável por enviar os disparos aos tiristores tomando como

referências o ângulo de disparo enviado pelo CCA e as tensões da rede AC através da Rede de

Captura de Fase (PLL) baseado nas transformadas de Clark.

47

3.1.11 Limites de Alfa Mínimo (AMIN)

Para assegurar a confiabilidade da ignição é necessário que a válvula a ser disparada esteja

polarizada no sentido direto e com magnitude de tensão de suficientemente no instante

imediatamente anterior ao disparo. O limite mínimo requerido de modo a garantir a tensão direta

necessária é de 5°, sendo este valor utilizado como limite inferior no CCA do retificador.

3.1.12 Limite de Alfa Máximo (AMAX)

A função Alfa Máximo determina o ângulo de disparo máximo do inversor através da

característica K constante, sendoK = E + D ,de modo que a inclinação na região de margem de

comutação da corrente seja positiva, melhorando a estabilidade do controle de corrente. Se não

houvesse uma inclinação positiva, oscilações de potência poderiam ser causadas no sistema na

ocorrência de súbitas mudanças de modo de operação [13].

Sendo assim, a operação com característica E constante apresenta problemas de

instabilidade caso a rede AC do inversor seja fraca. A característica com ângulo de extinção

constante pode ser escrita como:

= cos: LMN ∙ 2!234 − cosOEIJPQR (3-25)

Como o aumento na corrente resulta uma inclinação negativa, adota-se uma característica

de operação com ou K constante obtendo uma inclinação positiva. A tensão DC pode ser

calculada utilizando as equações:

!2 = 0,5!234Tcos(E) + cos(E + D)U (3-26)

E + D = K (3-27)

Desta forma,

48

cos(K) = cos: Lcos(E) − 2 ∙ !2!234R (3-28)

!2 = !234 Lcos(E) − (7V − 7I) ∙ 42W ∙!234W!234 R (3-29)

K = cos: Lcos(E) − 2 ∙ 7V ∙ 42W ∙!2!234R (3-30)

Em que 7I é desprezado uma vez que a resistência não afetará a comutação das válvulas.

Uma contribuição baseada na diferença entre a ordem de corrente e a corrente medida é

adicionada no cálculo de K com o intuito de melhor a estabilização da função. O ganho e a

constante de tempo deste regulador adicional deve ser variada para obter melhor estabilidade

[13].

K = cos: Xcos(E) − 2 ∙ 7V ∙ 42W ∙!2!234 − Y(4 − 2)Z (3-31)

$"V = 180° − K (3-32)

3.2 HVDC CCC

Os elos de corrente contínua clássicos possuem algumas limitações como a necessidade de

grandes filtros do lado AC, requer sistemas relativamente fortes nos retificadores e inversores para

funcionamento adequado, e possuem sensibilidade a falhas de comutação no inversor. Desta forma,

para suprir tais limitações duas alternativas foram desenvolvidas, uma delas baseada em

conversores fonte de tensão (VSC) e outra baseada em conversores fonte de corrente com

capacitores acoplados no circuito de comutação, estes últimos são chamados conversores

comutados a capacitores (CCC). Os seguintes arranjos foram bastante estudados e discutidos

durante o desenvolvimento desta tecnologia.

49

Figura 3-17: Capacitores série excluídos do circuito de comutação.

Figura 3-18: Capacitores série incluídos no circuito de comutação entre os transformadores conversores e a barra AC.

Figura 3-19: Capacitores série incluídos no circuito de comutação entre os transformadores conversores e as válvulas.

O arranjo da Figura 3-19 apresenta maiores vantagens em relação aos demais, entre elas é

possível destacar diminuição da potência nominal dos transformadores conversores já que passará

menos potência reativa por estes, os capacitores são isolados uma vez que não há caminho de

sequência zero diminuindo esforços de corrente de curto-circuito, a tensão do lado das válvulas é

minimizada o que otimiza os níveis de isolamento em relação a barra de comutação, o risco de

50

ferro-ressonância é eliminado devido a capacidade de bloqueio das válvulas. Dentre as

desvantagens estão o maior número de capacitores, uma vez que cada ponte de 6 pulsos necessita de

um conjunto de capacitores, e a maior complexidade do arranjo.

3.2.1 Descrição Geral dos Conversores com Capacitores de Comutação

Assim como mostrado para o HVDC clássico é possível demonstrar o funcionamento do

arranjo CCC através de uma ponte de Graetz de 6 pulsos porém com capacitores série acoplados ao

circuito de comutação. A Figura 3-20 mostra o momento em que a válvula 1 está comutando para a

válvula 3.

1 3 5

4 6 2

Ua

Ub

Uc

Id

Id

Ud

Uv1 Uv3 Uv5

Uv2Uv6Uv4

U’a

U’b

U’c

Uca

Ucb

Ucc

Figura 3-20: Condução das válvulas 1, 2 e 3 durante a comutação entre as válvulas 1 e 3 do retificador.

A Figura 3-21 ilustra as correntes, tensões nos capacitores, tensões de linha, e tensão da

válvula 3 no tempo para este retificador CCC.

51

α’=15°

α=0°

Ia

Uca

Uba

Ib Ic

Ucb Ucc

UcbUac

Uv3

UbcUab Uca Uab

Figura 3-21: Tensões e correntes de um retificador CCC, margem de disparo [ = 15° e ângulo de disparo = 0°. É possível notar que quando a válvula 1 não conduz a tensão do capacitor é constante e que

a tensão na válvula 3 está adiantada em relação a tensão de linha Uba antes do disparo desta válvula

devido aos capacitores de comutação seguindo a seguinte formula.

!>? − !> = (!+[ − !\+) − (!"[ − !\") (3-33)

No instante logo anterior ao disparo da válvula 3, a queda de tensão na válvula 1 é

idealmente nula e como a corrente passante entre as válvulas 1 e 2 é constante e a queda de tensão

na indutância é idealmente nula tornando, assim tem-se:

!>? = !+ − !" − !\+ +!\" (3-34)

Verificar-se que o incremento de tensão causado pelos capacitores de comutação na válvula

a ser dispara é a principal diferença entre um conversor clássico e o CCC. No instante logo anterior

ao disparo da válvula 3 os capacitor da fase B havia sido carregado com uma tensão máxima

negativa devido a corrente negativa injetada a partir da válvula 6, e a válvula 1 estava carregado o

52

capacitor da fase A positivamente injetando corrente positiva a este, a diferença entre as tensões dos

capacitores das fases B e A neste instante é igual ao incremento de tensão na válvula 3.

A Figura 3-22 apresenta as tensões entre fases do primário do transformador referida para o

secundário, as tensões entre as fases B e A do secundário do transformador, a tensão entre as

válvulas 3 e 1, e as tensões dos capacitores de comutação.

Nota-se que a tensão U'ba é muito próxima da tensão Uba nos instantes em que não há

comutação entre tiristores, isto acontece porque a corrente é aproximadamente constante tornando a

queda de tensão na impedância de dispersão desprezível. Já nos momentos em que há comutação a

diferença de tensão entre as válvulas em comutação é nula tornando U'ba igual a diferença de tensão

entre os capacitores das duas fases envolvidas.

α’=15°

α=0°

Uca

Uba

Ucb

Uv3-Uv1

U’ba

Figura 3-22: Efeito do capacitor de comutação no processo de retificação.

Analisando a diferença de tensão entre as válvulas 3 e 1, Uv3-Uv1, é possível notar que esta

se anula durante a comutação pois ambas as válvulas estão conduzindo. No momento longo antes

do disparo da válvula 3 a tensão entre as válvulas é igual a tensão da válvula 3 uma vez que a

válvula 1 está conduzindo portanto Uv1=0, já a tensão da válvula 3 é igual a U'ba-Ucb+Uca, como o

capacitor da fase B está carregado negativamente o sinal negativo da equação significa um

acréscimo de tensão na válvula 3, isto faz com que o cruzamento por zero seja deslocado para a

esquerda, ou seja, há um avanço na tensão das válvulas em relação a tensão primária do

transformador referida para o secundário. No instante logo após a comutação da válvula 1 para 3, a

tensão entre estas é igual a menos a tensão da válvula 1 uma vez que a válvula 3 está conduzindo

53

portanto Uv3=0, já a magnitude da tensão da válvula 1 é igual a U'ba-Ucb+Uca, como o capacitor da

fase A está carregado positivamente o sinal positivo da equação significa um acréscimo de tensão

na válvula 1.

Como o acréscimo da tensão de comutação é relativo ao carregamento do capacitor e este

por sua vez é proporcional a corrente passante, nota-se que o aumento desta corrente, durante

curtos-circuitos por exemplo, proporciona um aumento inerente desta tensão de comutação.

O ângulo de disparo (α) é dado pelo ângulo entre a passagem por zero da tensão primária do

transformador referida para o secundário e o instante de disparo. Devido ao avanço da tensão entre

válvulas causado pelos capacitores de comutação é possível realizar o disparo dos tiristores com

α=0°, como no exemplo anterior minimizando o consumo de potência reativa da barra AC, ou até

menores que zero, α<0°, podendo fornecer potência reativa.

Sendo assim, para o melhor entendimento do arranjo CCC é introduzido o conceito de

“margem de disparo” (α’), este é definido como o ângulo de cruzamento por zero da tensão das

válvulas e o momento de disparo, sendo assim, α’ torna-se de melhor compreensão ao compará-lo

com o ângulo de disparo dos conversores clássicos.

É possível fazer análise semelhante para a operação de inversão, como mostrado na Figura

3-23 em que o circuito de passagem de corrente é destacado em azul representando o instante de

comutação entre a válvula 1 e 3.

1 3 5

4 6 2

Ua

Ub

Uc

Id

Id

Ud

Uv1 Uv3 Uv5

Uv2Uv6Uv4

U’a

U’b

U’c

Uca

Ucb

Ucc

Figura 3-23: Condução das válvulas 1, 2 e 3 durante a comutação entre as válvulas 1 e 3 do inversor.

54

A Figura 3-24 ilustra as correntes, tensões nos capacitores, tensões de linha, e tensão da

válvula 3 no tempo para este inversor CCC.

ɣ’=18° ɣ<0°

Ia

Uca

Uba

Ib Ic

Ucb Ucc

UcbUac

Uv1

UbcUab Uca Uab

µ

Figura 3-24: Tensões e correntes de um inversor CCC, margem de comutação γ' = 18° e ângulo de extinção γ < 0°.

O processo de inversão é análogo ao processo de retificação, porém a tensão dos capacitores

é invertida uma vez que o sentido da corrente é invertido. Sendo assim o circuito é dado pela

seguinte equação.

!> − !>? = (!+[ + !\+) − (!"[ + !\") (3-35)

No caso da operação de inversão é definido o ângulo de extinção (γ) como o ângulo entre o

cruzamento por zero da tensão do primário do transformador referido ao secundário e o instante de

extinção de condução da válvula. Assim como no caso retificador o ângulo de extinção pode ser

negativo. De modo semelhante é definida também a margem de comutação (γ') como o ângulo entre

a extinção da válvula e o instante em que a tensão da válvula é nula. Deste modo o consumo de

potência reativa é minimizado mantendo ângulos de extinção menores e uma margem de comutação

segura, ou pode-se gerar potência reativa em caso de ângulo de extinção negativo.

55

A tensão na válvula l, no instante da extinção é dada por:

!> = !+ − !" + !\+ −!\" (3-36)

Os capacitores melhoram a imunidade a falhas de comutação uma vez que durante a

comutação a tensão !\+ Ucb é máxima e negativa e a tensão !\" é muito positiva contribuindo

para a extinção da corrente na válvula 1.

A Figura 3-25 apresenta as tensões entre fases do primário do transformador referida para o

secundário, as tensões entre as fases B e A do secundário do transformador, a tensão entre as

válvulas 3 e 1, e as tensões dos capacitores de comutação.

O funcionamento é análogo ao do retificador salvo a influência das tensões dos capacitores

que neste caso contribuem para a extinção da corrente na válvula 1. Como o aumento da corrente

aumenta a contribuição de tensão dos capacitores evidencia-se durante faltas um aumento

automático da margem de comutação, melhorando a imunidade a falhas de comutação, esta

característica não ocorre para o arranjo clássico tornando estes mais sensíveis a tais falhas.

ɣ’=18°

ɣ<0°

Uca

Uba

Ucb

Uv1-Uv3

Ub’a’

Figura 3-25: Contribuição dos capacitores de comutação no processo de inversão.

No instante após a extinção da válvula 1 verifica-se que a tensão nesta válvula possui um

valor bastante negativo devido a tensão dos capacitores, esta tensão permite que não ocorra falha de

comutação, desta forma quanto maior for a área negativa após a extinção da válvula menor é a

probabilidade de falha de comutação.

56

Caso uma falha de comutação ocorre-se haveria um curto-circuito no momento de disparo

da válvula 4 enquanto a válvula 1 estiver conduzindo. Já no lado AC a corrente é nula uma vez que

o circuito é fechado através do curto-circuito das válvulas no lado DC.

3.2.2 Filtros e Consumo de Potência Reativa em HVDCs CCC

Os sistemas HVDC CCC apresentam uma dependencia muito menor de filtros em derivação

em relação aos sistemas HVDC clássicos, os quais normalmente precisam dividir o fornecimento de

potência reativa em vários bancos de filtros chaveados por disjuntores com o aumento da potência

ativa transmitida. Este fato deve-se a possível operação dos conversores CCC com ângulos de

disparo menores, minimizando o consumo de potência reativa do conversor no barramento AC.

3.2.3 Princípios Básicos de Controle de um HVDC CCC

As principais funções de controle de um HVDC CCC são muito semelhantes a de um a

HVDC clássico, sendo elas as funções VDCOL (“Voltage Dependent Current Limiter”), CCA

(“Current Control Amplifier”) e CFC (Converter Firing Control). Tais funções são discutidas em

detalhe nas referências [1], [11] e [13].

Uma das principais diferenças entre os controles de um HVDC CCC e um HVDC clássico

convencional está no cálculo da margem de disparo (α’) e seus limites uma vez que a tensão dos

capacitores de comutação influencia a tensão das válvulas. Assim o ângulo de disparo mínimo

necessário para garantir uma ignição segura é calculado em função da corrente direta, do ângulo de

disparo medido através das tensões da barra AC e dada tensão Udio do retificador e a margem de

disparo mínima limitada a 5°. De modo semelhante o ângulo de disparo máximo é calculado para o

inversor mantendo a margem de comutação em torno de 18° ou 23°.

3.2.4 Característica de Operação dos Inversores CCC

A característica do inversor de um conversor clássico opera com margem de comutação

constante apresenta características com inclinação negativa, como observado na Figura 3-15, desta

forma, caso o retificador não seja rápido o suficiente, um aumento na corrente resulta na diminuição

57

da tensão DC do inversor que resulta em um aumento da corrente levando ao colapso da tensão e a

falhas de comutação, sistemas AC fracos agravam ainda mais este cenário [14].

γ'min

α'min

α'max

Id [pu]

Ud [pu]

Iordem

Imargem

1,0

1,0

ponto de

operação

Figura 3-26: Característica de operação simplificada de um HVDC CCC.

Para os conversores CCC o aumento da corrente aumenta a margem de commutação

tornando a característica de operação mais plana, melhorando a estabilidade do inversor como

mostrado na Figura 3-15, esta característica possibilita a adequada operação em sistemas fracos de

com SCR de até 0.2 dependendo do dimensionamento do sistema HVDC CCC.

58

4 DESCRIÇÃO DO SISTEMA MODELADO

O sistema elétrico brasileiro possui duas características interessantes para a aplicação de elos

de corrente contínua. A primeira é o fato de que muitos de seus países fronteiriços na América do

Sul operam seus sistemas de corrente alternada a 50 Hz ao passo que o Brasil opera seu sistema a

60 Hz, portanto, a única alternativa viável para o intercâmbio de energia elétrica entre estes países e

o Brasil é a tecnologia HVDC. A segunda característica é a existência de recursos naturais,

principalmente hídricos, ainda não explorados e distantes dos grandes centros consumidores. Além

disso, no caso da bacia Amazônica existe a necessidade de minimização do impacto ambiental

decorrente das faixas de passagem em áreas de floresta densa.

A Figura 4-1 mostra um esquemático simplificado dos elos de corrente contínua no Brasil

ou que se conectam a rede brasileira para o horizonte 2024 [15]. É possível notar conexões entre

países com frequências distintas como é o caso de Itaipu e Acaray que interligam o Brasil ao

Paraguai, Garabi que interliga o Brasil a Argentina, e Rivera e Melo que interligam o Brasil e o

Uruguai. Também estão presentes os elos de corrente contínua de longas distâncias de Itaipu, Rio

Madeira, Belo Monte, Tapajós, Bipolo A e Bipolo B, que transmitem energia de fontes renováveis

remotas para os grandes centros consumidores. Os sistemas “Back-to-Back” CCC do Rio Madeira e

Garabi foram motivados também pela interligação de sistemas de corrente alternada fracos.

Tapajós

Belo Monte

Rio Madeira

Itaipú

Bipolo B

Bipolo A

Garabi

Melo

Acaray

Rivera

Back-to-Back

Bipolo em construção

Bipolo em planejamento

Bipolo em operação / comissionamento

Figura 4-1: Esquemático dos sistemas HVDC da rede elétrica brasileira ou que se conectam a esta.

59

Espera-se que até 2024 existam dez bipolos de ±600 ou ±800 kV, com potências nominais

entre 3.150 e 5.000 MW, os quais possuem terminais concentrados no subsistema SE/CO, assim

estudos de “multi-infeed” serão necessários para verificar a interação entre os diversos elos de

corrente contínua conectados eletricamente através dos circuitos desta região, principalmente

quando operados como inversores quando há maior sensibilidade a falhas de comutação. Neste

trabalho a alternativa CCC é vista como uma remediação para tal sensibilidade uma vez que pode

aumentar a imunidade a falhas de comutação, melhorar a estabilidade do inversor, e menor

necessidade de compensação de potência reativa através de filtros em derivação diminuindo as

tensões de rejeição de carga.

Dentre os grandes projetos a serem executados destaca-se o sistema Tapajós que foi tomado

como base para esta dissertação devido a sua importância para o sistema brasileiro e com o intuito

de que este trabalho possa servir como suporte para estudos e análises a médio e longo prazo.

4.1 PROJETO TAPAJÓS

O complexo de Tapajós deverá envolver usinas hidrelétricas, elos de corrente contínua em

alta tensão e reforços a rede básica. Dentre os projetos em planejamento estima-se que as usinas do

Rio Tapajós serão responsáveis por 10.378 MW de um total de 14.679 MW da capacidade a ser

instalada até 2023 em todo o país [6], ou seja, aproximadamente 70%.

A transmissão da energia produzida pelas usinas hidrelétricas de Tapajós poderá ser escoada

aos grandes centros consumidores através de alternativas diversas, uma destas é a transmissão

através de elos de corrente contínua interligando a rede Norte a rede SE/CO, a qual encontra-se

modelado nas bases de dados de fluxo de potência [3] e curto-circuito [4] da EPE para horizonte de

planejamento de 2023, cujos unifilares são mostrados na Figura 4-2 e Figura 4-3 respectivamente

utilizando os programas SAPRE/ANAFAS [16] e ANAREDE [17].

Sendo assim, dois sistemas HVDC foram modelados. O primeiro trata-se de um sistema

HVDC clássico apresentado na Figura 4-4. Este sistema utilizou como base o modelo Benchmark

do CIGRÉ [1], para tanto foram alterandos os parâmetros do circuito principal conforme Tabela

4-1, demais ajustes e equipamentos conforme a seção 4.2 e a malha de controle inserindo as funções

AMAX no inversor, RAML no retificador e alterando AMIN para 5° no retificador.

60

Figura 4-2: Unifilar desenvolvido através da interface do programa SAPRE/ANAFAS utilizando a base de dados de curto-circuito horizonte 2022 da EPE com representação de barras e equipamentos até a segunda vizinhança.

O segundo trata-se de um sistema HVDC híbrido, ou seja, com retificador LCC e inversor

CCC como apresentado na Figura 4-5. Optou-se pelo desenvolvimento de um modelo híbrido para

enriquecer a literatura sobre as opções de arranjos analisados para sistemas HVDC, uma vez que o

modelo Benchmark do CIGRÉ [1] trata em detalhes um elo HVDC com arranjo CCC em ambos os

terminais. O foco deste trabalho é relacionado a imunidade a falhas de comutação, o qual é um

fenômeno característico dos inversores no caso de faltas remotas na rede AC. Portanto, buscou-se

mensurar a melhora no caso de utilização de um inversor CCC ao invés de um inversor LCC. Como

não são aplicadas faltas no lado retificador para análise das falhas de comutação, optou-se por

modelá-lo como um arranjo clássico como realizado no primeiro modelo.

61

Figura 4-3: Unifilar desenvolvido através da interface do programa ANAREDE utilizando a base de dados de fluxo de potência horizonte 2022 carga pesada Norte Exportador da EPE com representação de barras e equipamentos até a

primeira vizinhança.

Rurópolis

500kV

São Luiz do

Tapajós

500kV

Tapajós PA

500kV

Filtros Filtros

Itabira

500kV

Tapajós MG

500kV

Vespasiano 2

500kV

Neves 1

500kV

Figura 4-4: Esquemático do sistema HVDC clássico modelado.

62

Rurópolis

500kV

São Luiz

do Tapajós

500kV

TapajósPA

500kV

Filtros

Filtros

Itabira

500kV

Tapajós MG

500kV

Vespasiano 2

500kV

Neves 1

500kV

Figura 4-5: Esquemático do sistema HVDC híbrido modelado.

O próximo passo é a análise de rede completa através da qual é possível detalhar melhor os

equivalentes de rede. De forma a tornar as simulações o mais próximas possível dos sistemas reais

para realização de ajustes de controle e verificação do desempenho dinâmico em detalhes, estas

possuem controles detalhados e representação trifásica dos circuitos, o que requer grandes esforços

computacionais exigindo que a rede completa seja reduzida ao máximo, porém mantendo a resposta

dinâmica da rede completa sem grandes discrepâncias.

Como o horizonte de planejamento do sistema HVDC de Tapajós, utilizado como referência

neste trabalho, é de longo prazo e seus estudos encontram-se em discussão no momento, verificou-

se que as bases de dados de curto-circuito e fluxo de potência não apresentam-se rigorosamente

sincronizadas, o que demonstra que diversos cenários hipotéticos estão em andamento. Desta forma,

a base de dados de curto-circuito foi tomada como principal referência para a modelagem dos

equivalentes de rede para facilitar a validação do equivalente quanto aos níveis de curto-circuito.

Sendo assim, optou-se por focar o trabalho na questão da imunidade a falhas de comutação e

verificar o desempenho dinâmico deste sistema até certa extensão, devido a carência de informações

detalhadas dos equipamentos da rede, por exemplo os geradores, a dificuldade de ajuste entre os

casos de fluxo de potência e curto-circuito, e também pela dificuldade da simulação dinâmica de

rede completa neste estágio de discussões preliminares do projeto.

Os equivalentes de rede foram desenvolvidos através do programa SAPRE/ANAFAS [16]

mantendo a representação destes até a primeira vizinhança das barras dos terminais do elo HVDC.

Verifica-se que as impedâncias de transferência entre os sistemas de corrente alternada Norte e

SE/CO são desprezíveis devido a grande distância envolvida entre os terminais, porém, sabe-se que

devido a proximidade do sistema HVDC de Belo Monte haverá uma forte ligação entre os elos,

63

fenômeno que demanda extensa verificação tanto dinâmica quanto transitória, deixando esta para

trabalhos futuros.

A Figura 4-4 e a Figura 4-5 apresentam o equivalente de rede simplificado do lado

retificador. A barra Rurópolis 500 kV representa as usinas de Belo Monte e parte do sistema

interligado em sua vizinhança. As linhas de transmissão AC são baseadas no modelo de linha de

500kV utilizado em [1]. Nota-se que as máquinas da usina hidrelétrica de Tapajós foram

representadas através de fontes de tensão respeitando as impedâncias de sequência que constam nas

bases de dados assim como os transformadores elevadores.

O equivalente de Thevenin é modelado através de um circuito RRL para melhor representar

o sistema equivalentado evitando reflexões de alta frequência que são “bypassadas” pelo resistor em

paralelo. Este equivalente foi ajustado para atingir o nível de curto-circuito trifásico caracterizado

pela impedância de sequência positiva resultante do equivalente gerado pelo programa

SAPRE/ANAFAS [16]. Além disso, para a modelagem da impedância de sequência zero foi

adicionado o componente de linha acoplada RL simétrica do ATP em série com o circuito RRL,

uma vez que a contribuição para o curto-circuito fase-terra é menor que a do curto-circuito trifásico,

o qual foi ajustado de modo a atingir o nível de curto circuito fase-terra proveniente desta barra.

A Figura 4-5 e a Figura 4-5, apresentam também o equivalente de rede simplificado do lado

inversor. Nota-se que o acoplamento entre as barras Neves 500 kV e Vespasiano 500kV foi mantido

através da representação da linha de transmissão que interliga as subestações, as demais

impedâncias de transferência foram desprezadas. Já a barra Itabira 500 kV apresenta-se isolada em

relação as demais.

Os equivalentes de Thevenin também são modelados através de um circuito RRL para as

barras de fronteira. Estes equivalentes foram ajustados para atingir os níveis de curto-circuito

trifásicos caracterizados pelas impedâncias de sequência positiva resultantes do equivalente gerado

pelo programa SAPRE/ANAFAS [16]. Além disso, para a modelagem das impedâncias de

sequência zero foram adicionados os componentes de linha acoplada RL simétrica do ATP em

paralelo com o circuito RRL, uma vez que as contribuições para os curto-circuitos fase-terra das

barras de fronteira são maiores que a dos curto-circuitos trifásicos, os quais foram ajustados de

modo a atingir os níveis de curto circuito fase-terra provenientes destas barras.

64

4.2 MODELAGEM DOS EQUIPAMENTOS PRINCIPAIS

A modelagem do sistema foi inspirada no sistema HVDC de Tapajós, cujos dados

preliminares estão disponíveis em [3] e [4] para o horizonte 2022. Demais parâmetros da topologia

CCC foram adotados conforme [1]. Os dados nominais do sistema extraídos das referências [3] e

[4] são mostrados na Tabela 4-1.

Tabela 4-1: Características e parâmetros nominais do sistema HVDC clássico modelado.

Dados Valores Descrição

ó^_` 2 Número de polos de 12 pulsos

2 5000 MVA Potência nominal

2 3125 A Corrente nominal

!2F 800 kV Tensão nominal do retificador

!2G 799.1 kV Tensão nominal do inversor

B 60 Hz Frequência do sistema

H=3ab" 19.4 Ω Resistência da linha de transmissão DC

cNIF 17.78 % Impedância do transformador conversor retificador

NI 1571 MVA Potência dos transformadores conversores

dF/F 500 kV / 335.8 kV Relação de tensão do transformador conversor retificador

∝W 15° Ângulo de disparo nominal

cNIG 16.47 % Impedância do transformador conversor inversor

dG/G 500 kV / 328.8 kV Relação de tensão do transformador conversor inversor

EW 17° Margem de comutação

Os filtros de harmônicas de [1] foram utilizados e replicados de acordo com o aumento da

demanda de potência reativa dos conversores. Os dados nominais do sistema para o lado retificador

são os mesmos para o HVDC híbrido, já para o lado inversor foram necessárias algumas alterações.

Para manter a tensão nominal DC após inserção dos CCs a relação de tensão dos transformadores

conversores inversores foi ajustada via simulação em 500/275 kV, sendo as impedâncias atualizadas

mantendo-se a mesma impedância percentual do modelo clássico. A característica dos varistores foi

alterada de forma a manter a mesma margem em relação a máxima tensão de operação contínua

(MCOV) em [1]. O novo valor de MCOV verificado via simulação é de 91.6 kV. A característica

dos varistores é mostrada na Tabela 4-2. Para a linha de transmissão DC foi utilizado o modelo J.

Marti e as torres foram baseadas em uma silhueta de 800 kV típica, com 4 condutores “lapwing”

65

por polo de forma a obter a resistência de 19.4 Ω para a distância estimada de 2.155 km. As

dimensões das torres são mostradas na Tabela 4-3.

Tabela 4-2: Característica dos varistores em paralelo com os capacitores de comutação no lado inversor do sistema HVDC híbrido.

Corrente [A]

Tensão [kV]

0.004 193.399

0.500 211.201

1.000 215.376

2.000 219.552

4.000 227.024

20.000 252.738

Tabela 4-3: Parâmetros da linha de transmissão 800kV em corrente contínua típica.

Rin [cm]

Rout [cm]

Resis DC [Ω/km]

Horiz [m]

Vtower [m]

Vmid [m]

Separ [cm]

Alpha [°]

NB

0.4207 1.911 0.036 12 50 30 50 45 4

0.4207 1.911 0.036 -12 50 30 50 45 4

0 0.187 6.702 13 65 50 0 0 0

0 0.187 6.702 -13 65 50 0 0 0

4.3 MODELAGEM DOS EQUIVALENTES DE REDE

Como explicado anteriormente, os equivalentes simplificados das redes do retificador e do

inversor foram elaborados levando-se em consideração [3] e [4] com auxilio da ferramenta

SAPRE/ANAFAS [16]. Foram utilizados equivalentes tipo resistor série, resistor paralelo, indutor

paralelo (RRL) nas barras de fronteira e as linhas de transmissão AC foram baseadas nas linhas de

500 kV de [1]. Os níveis de curto-circuito do equivalente em ATP e da base de dados da rede

completa são mostrados na Tabela 4-4:

66

Tabela 4-4: Níveis de curto-circuito dos equivalentes.

Programa Falta PA MG

ANAFAS 3F

22.804 -89.6°

14.475 -86.1°

1F 26.655 -89.6°

11.752 -81.8°

ATP 3F

23.460 -87.8°

15.750 -86.2°

1F 27.500 -87.8°

14.480 -83.6°

4.4 MODELAGEM DOS CONTROLES

Os controles foram baseados na referência [1], realizadando alterações para adaptar os

controles CCC para a topologia LCC, alterando as funções de cálculo de limites de ângulos de

disparo para operação com margens de comutação de 18° e 23° para o HVDC híbrido e 17° e 23°

para o HVDC clássico e também ajustando os ganhos e parâmetros das funções VDCOL e CCA

durante a análise de desempenho dinâmico.

No controle LCC do lado inversor alterou-se a função AMAX de forma que o ângulo de

disparo seja calculado pela função β constante que possui característica com inclinação positiva

melhorando assim a estabilidade do sistema. No controle LCC do lado retificador a função AMIN

foi alterada de forma que o ângulo mínimo de disparo seja 5º, mantendo-se tensão positiva

suficiente nas válvulas no momento do disparo, e inserida a função RAML melhorando a

recuperação do sistema após faltas AC do lado retificador.

67

5 ANÁLISE DO DESEMPENHO DINÂMICO

O desempenho dinâmico de um elo HVDC envolve a resposta durante condições

transitórias. Tais condições incluem operação durante e após faltas ou distúrbios no sistema de

potência. Três fatores principais governam o desempenho dinâmico de um sistema HVDC: a

característica dos conversores (particularmente seus dados nominais), a característica do sistema

AC e a dinâmica do controle.

O propósito da análise do desempenho dinâmico é alcançar os parâmetros ótimos do sistema

de controle do HVDC de maneira que o desempenho total do sistema, isto é, retorno a operação

normal seja tão rápido quanto possível após a falta e que seja segura e estável dentro das condições

de operação especificadas. Foi verificado um desempenho dinâmico satisfatório dos sistemas

HVDC para diversas faltas na rede equivalente, alguns casos básicos de faltas no lado inversor são

mostrados da Figura 5-1 à Figura 5-10.

A Figura 5-1 mostra os sinais de ordem de corrente tanto do retificador quanto do inversor

para o HVDC clássico, em vermelho, e a corrente DC medida, em verde, durante um teste de

degrau na ordem de corrente. Este teste é importante para o ajuste dos ganhos do controle do

amplificador de corrente CCA, e verificação do funcionamento adequado do controle. Nota-se que a

resposta do controle é rápida e precisa para o HVDC clássico. A Figura 5-2 mostra o mesmo teste e

sinais da Figura 5-1 desta vez para o HVDC híbrido. Nota-se que a resposta do controle é rápida e

precisa também para o HVDC híbrido e que a corrente DC medida apresenta um nível de “ripple”

um pouco mais pronunciado porém dentro de limites aceitáveis.

A Figura 5-3 apresenta as tensões AC do retificador e do inversor para o HVDC clássico

durante uma falta trifásica no lado inversor, já na Figura 5-4, (a) e (b) mostram a ordem de corrente

e a corrente DC medida para o mesmo caso enquanto (c) mostra o ângulo de disparo (α) do

retificador e a margem de comutação (γ) medida do inversor também para a mesma falta. A

impedância de falta é ajustada em um valor baixo tal que a tensão remanente seja de

aproximadamente 10% da tensão nominal, esta prática é usual para evitar instabilidades numéricas

na simulação tanto de ordem elétrica como de controle. Verifica-se que a recuperação do sistema se

dá em menos de 200 ms e que o sistema segue a ordem de corrente logo após a liberação da falta, o

que mostra um bom desempenho e ajuste dos controles, principalmente da função VDCOL.

68

(a) Ordem de corrente e corrente DC no retificador.

(b) Ordem de corrente e corrente DC no inversor.

Figura 5-1 - Degrau na ordem de corrente, ordem de corrente e correntes DC no retificador e no inversor (HVDC clássico).



Figura 5-2 - Degrau na ordem de corrente, ordem de corrente e correntes DC no retificador e no inversor (HVDC híbrido).

(f ile ed_tap_LCC_bi.pl4; x-v ar t) m:IORDER m:IDCMER 1,0 1,2 1,4 1,6 1,8 2,0

0,8

0,9

1,0

1,1

(f ile ed_tap_LCC_bi.pl4; x-v ar t) m:IORDEI m:IDCMEI 1,0 1,2 1,4 1,6 1,8 2,0

0,8

0,9

1,0

1,1

(f ile ed_tap_CCC_bi.pl4; x-v ar t) m:IORDER m:IDCMER 1,0 1,2 1,4 1,6 1,8 2,0

0,8

0,9

1,0

1,1

(f ile ed_tap_CCC_bi.pl4; x-v ar t) m:IORDEI m:IDCMEI 1,0 1,2 1,4 1,6 1,8 2,0

0,8

0,9

1,0

1,1

69

(a) Tensões AC no retificador.

(b) Tensões AC no inversor.

Figura 5-3 - Falta trifásica no lado inversor, tensões AC no retificador e no inversor (HVDC clássico).

(f ile ed_tap_LCC_bi.pl4; x-v ar t) v :RETPAA v :RETPAB v :RETPAC 1,0 1,2 1,4 1,6 1,8 2,0

-600

-300

0

300

600*103

(f ile ed_tap_LCC_bi.pl4; x-v ar t) v :INVMGA v :INVMGB v :INVMGC 1,0 1,2 1,4 1,6 1,8 2,0

-800

-300

200

700*103

70

(c) Ordem de corrente e corrente DC no retificador.

(d) Ordem de corrente e corrente DC no inversor.

(e) Ângulo de disparo (α) no retificador, margem de comutação (γ) no inversor.

Figura 5-4 - Falta trifásica no lado inversor, ordem de corrente e corrente DC no retificador e no inversor, ângulo de disparo no retificador e margem de comutação no inversor (HVDC clássico).


0

1

2


0

1

2

(f ile ed_tap_LCC_bi.pl4; x-v ar t) m:ALFAR m:GPMEAS 1,0 1,2 1,4 1,6 1,8 2,0

0

50

100

71

A Figura 5-5 apresenta as tensões AC do retificador e do inversor para o HVDC clássico

durante uma falta fase-terra no lado inversor, já na Figura 5-6, (a) e (b) mostram a ordem de

corrente e a corrente DC medida para o mesmo caso enquanto a (c) mostra ângulo de disparo (α) do

retificador e a margem de comutação (γ) medida do inversor também para a mesma falta. Verifica-

se que a recuperação do sistema se dá em menos de 200 ms e que o sistema segue a ordem de

corrente logo após a liberação da falta o que mostra um bom desempenho e ajuste dos controles,

principalmente da função VDCOL, assim como para o caso da falta trifásica.

(a) Tensões AC no retificador.

(b) Tensões AC no inversor.

Figura 5-5 - Falta monofásica no lado inversor, tensões AC no retificador e no inversor (HVDC clássico).

(f ile ed_tap_LCC_bi.pl4; x-v ar t) v :RETPAA v :RETPAB v :RETPAC 1,0 1,2 1,4 1,6 1,8 2,0

-700

-350

0

350

700*103


-700

-200

300

800*103

72



(c) Ângulo de disparo (α) no retificador, margem de comutação (γ) no inversor.

Figura 5-6 - Falta monofásica no lado inversor, ordem de corrente e corrente DC no retificador e no inversor, ângulo de disparo no retificador e margem de comutação no inversor (HVDC clássico).


0

1

2


0

1

2

(f ile ed_tap_LCC_bi.pl4; x-v ar t) m:ALFAR m:GPMEAS 1,0 1,2 1,4 1,6 1,8 2,0

0

50

100

73

A Figura 5-7 apresenta as tensões AC do retificador e do inversor para o HVDC híbrido

durante uma falta trifásica no lado inversor, já na Figura 5-8, (a) e (b) mostram a ordem de corrente

e a corrente DC medida para o mesmo caso enquanto a (c) mostra ângulo de disparo (α) do

retificador e a margem de comutação (γ’) medida do inversor também para a mesma falta. Verifica-


corrente logo após a liberação da falta o que mostra um bom desempenho e ajuste dos controles.

Para esta falta em específico um desempenho melhor em relação ao arranjo clássico é esperado uma

vez que as tensões de comutação geradas pelos capacitores aumentam simetricamente, o que

proporciona comutação contínua durante esta falta trifásica severa.

(a) Tensões AC do retificador.

(b) Tensões AC do inversor.

Figura 5-7 - Falta trifásica no lado inversor, tensões AC no retificador e no inversor (HVDC híbrido).

(f ile ed_tap_CCC_bi.pl4; x-v ar t) v :RETPAA v :RETPAB v :RETPAC 1,0 1,2 1,4 1,6 1,8 2,0

-600

-300

0

300

600*103

(f ile ed_tap_CCC_bi.pl4; x-v ar t) v :INVMGA v :INVMGB v :INVMGC 1,0 1,2 1,4 1,6 1,8 2,0

-600

-300

0

300

600*103

74



(e) Margem de disparo (α') no retificador, margem de comutação (γ′) no inversor.

Figura 5-8 - Falta trifásica na rede do inversor, ordem de corrente e corrente DC no retificador e no inversor, margem de disparo no retificador e margem de comutação no inversor (HVDC híbrido).


0

1

2


0

1

2

(f ile ed_tap_CCC_bi.pl4; x-v ar t) m:ALFAR m:GPMEAS 1,0 1,2 1,4 1,6 1,8 2,0

0

50

100

150

75

A Figura 5-9 apresenta as tensões AC do retificador e do inversor para o HVDC híbrido

durante uma falta fase-terra no lado inversor, já na Figura 5-10, (a) e (b) mostram a ordem de

corrente e a corrente DC medida para o mesmo caso enquanto a (c) mostra ângulo de disparo (α) do

retificador e a margem de comutação (γ’) medida do inversor também para a mesma falta. Verifica-


corrente logo após a liberação da falta o que mostra um bom desempenho e ajuste dos controles.

Para esta falta fase terra severa, em geral, um desempenho igual ou pouco mais lento em relação ao

arranjo clássico é esperado uma vez que as tensões de comutação geradas pelos capacitores são

assimétricas, o que proporciona um desbalanço entre as tensões de cada fase dos capacitores que

são, no entanto, amortecidas naturalmente após alguns ciclos sem intervenção de funções de

controle específicas.

(a) Tensões AC do retificador.

(b) Tensões AC do inversor.

Figura 5-9 - Falta monofásica na rede do inversor, tensões AC no retificador e no inversor (HVDC híbrido).

(f ile ed_tap_CCC_bi.pl4; x-v ar t) v :RETPAA v :RETPAB v :RETPAC 1,0 1,2 1,4 1,6 1,8 2,0

-600

-300

0

300

600*103


-600

-340

-80

180

440

700*103

76



(e) Margem de disparo (α') no retificador, margem de comutação (γ′) no inversor.

Figura 5-10 - Falta monofásica. na rede do inversor, ordem de corrente e corrente DC no retificador e no inversor, margem de disparo no retificador e margem de comutação no inversor (HVDC híbrido).


0

1

2


0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

(f ile ed_tap_CCC_bi.pl4; x-v ar t) m:ALFAR m:GPMEAS 1,0 1,2 1,4 1,6 1,8 2,0

0

100

200

77

É possível constatar que tanto o HVDC clássico quanto o HVDC híbrido apresentam um

desempenho dinâmico adequado. Algumas diferenças significativas são notadas, durante a execução

das simulações e o ajuste dos controles, uma delas é o fato de o HVDC híbrido ser

significativamente mais estável para faltas trifásicas severas em relação ao HVDC clássico. Isto se

deve ao aumento da tensão de comutação nos CCs proveniente do aumento da corrente causada pela

falta. Este tensão, por sua vez, proporciona comutação contínua sem falhas de comutação durante o

distúrbio.

Para faltas fase-terra, o desempenho do HVDC híbrido também é mais estável em relação ao

HVDC clássico, porém menos expressivo se comparado ao caso de faltas trifásica. Um dos fatores

para tal comportamento é a assimetria entre as tensões de comutação dos capacitores para a falta

fase-terra que naturalmente são amortecidas durante a recuperação do sistema.

Tanto a comutação contínua sem falhas de comutação para faltas trifásicas severas quanto a

assimetria entre as tensões de comutação para faltas fase-terra são verificadas através das correntes

nos tiristores e tensões nos capacitores de comutação, as quais podem ser observadas em detalhes a

seguir juntamente com o estudo da imunidade a falhas de comutação.

78

6 ANÁLISE DA IMUNIDADE A FALHAS DE COMUTAÇÃO

A falha de operação mais comum de um inversor é a falha de comutação. Uma falha de

comutação verídica não é devida a nenhuma falha de operação da válvula, e sim a condições

desfavoráveis nos circuitos AC ou DC externos a ponte tiristora em que a falha ocorre ou ao

controle inadequado do tempo de ignição.

Devido ao aumento da corrente, queda de tensão AC (causada por uma falta por exemplo),

ignição atrasada, ou uma combinação destes, a comutação não é completada antes que a tensão

alternada de comutação reverta-se. Sendo assim a corrente DC é deslocada da válvula que deveria

conduzir para a válvula que iria cessar sua condução [11].

A análise da imunidade a falha de comutação neste trabalho visa as falhas de operação na

ocorrência de distúrbios transitórios na rede AC, causados por faltas remotas. Diversas faltas foram

aplicadas na barra NV500 do lado inversor. As faltas são modeladas através do chaveamentos de

impedâncias para terra por períodos de 100 ms. As impedâncias possuem ângulos de 75°, 45° e 15°

com a finalidade de avaliar a influência do tipo de falta na falha de comutação e suas magnitudes

são variadas de 10 em 10 Ω decrescentemente até que os valores limiares sem ocorrência de falhas

de comutação sejam encontrados.

Os casos limiares para inversores LCC são muito dependentes da margem de comutação

nominal do HVDC e da magnitude do distúrbio, uma vez que os transitórios são rápidos e o

controle não possui muito tempo para reagir aumentando a margem de comutação.

79

6.1 CASOS LIMIARES PARA A CONFIGURAÇÃO INVERSOR LCC

As Figura 6-1, (a) e (b) mostram as tensões AC e correntes em três tiristores do inversor do

caso limiar para uma falta trifásica remota no lado inversor do HVDC LCC com γh= 17°. A

impedância de falta Z = 370 ∠ 75° Ω é verificada para este caso. Nota-se claramente a ocorrência de

falha de comutação no tiristor em vermelho que não conduz no momento em que deveria e sua

posição é ocupada pelo tiristor em verde.

(a) Tensões AC no inversor.

(b) Correntes em três tiristores do inversor.

Figura 6-1: Falta trifásica no lado inversor, γN = 17°, Z = 370 ∠ 75° Ω, tensões AC e correntes em três tiristores no inversor (HVDC clássico).


-600

-300

0

300

600*103

(f ile ed_tap_LCC_bi.pl4; x-v ar t) c:CV0421-TC21YA c:CV0621-TC21YB c:CV0221-TC21YC 1,0 1,1 1,2 1,3 1,4 1,5

-1000

1000

3000

5000

7000

80

As Figura 6-2, (a) e (b) mostram que caso a impedância de falta seja 10 Ω maior, ou seja, em

uma abordagem sistêmica, mais remota, não ocorrem falhas de comutação, portanto os distúrbios ao

sistema elétrico AC são mínimos. Estes valores de impedância são bastante altos, significando que

os elos HVDC LCC são bastante sensíveis a falhas de comutação mesmo para faltas trifásicas

bastante remotas.





-600

-300

0

300

600*103

(f ile ed_tap_LCC_bi.pl4; x-v ar t) c:TC21YA-CV0121 c:TC21YB-CV0321 c:TC21YC-CV0521 1,0 1,1 1,2 1,3 1,4 1,5

-500

500

1500

2500

3500

81


caso limiar para uma falta trifásica remota no lado inversor do HVDC LCC com γh= 23°. A


falha de comutação no tiristor em verde que não conduz no momento em que deveria e sua posição

é ocupada pelo tiristor em azul.

Estes valores de impedância são altos, porém significativamente menores que os do elo

HVDC clássico com margem de comutação γh=17°, o que mostra melhoras do desempenho quanto

a falhas de comutação ao aumentar a margem de comutação. Ressalva-se que a simulação com

γh= 23° é meramente ilustrativa para fins de análise de sensibilidade uma vez que esta margem de

comutação geraria perdas acima dos níveis aceitáveis para um projeto deste porte.





-700

-440

-180

80

340

600*103


-1000

1000

3000

5000

7000

82

As Figura 6-4, (a) e (b) mostram que caso a impedância de falta seja 10 Ω maior, mais

remota, não ocorre falha de comutação, desta forma gerando distúrbios mínimos ao sistema elétrico

AC. Estes valores de impedância ainda são altos, significando que os elos HVDC LCC mesmo com

maiores margens de comutação ainda são bastante sensíveis a falhas de comutação para faltas

trifásicas mesmo que bastante remotas.





-700

-440

-180

80

340

600*103


-500

500

1500

2500

3500

83


caso limiar para uma falta fase-terra remota no lado inversor do HVDC LCC com γh= 17°. A


falhas de comutação primeiramente no tiristor em azul que não conduz no momento em que deveria

e sua posição é ocupada pelo tiristor em vermelho, seguida de falhas de comutação subsequentes.



Figura 6-5: Falta fase-terra no lado inversor, γN = 17°, Z = 240 ∠ 75° Ω, tensões AC e correntes em três tiristores no inversor (HVDC clássico).


-700

-200

300

800*103


-1000

1000

3000

5000

7000

84


remota, não ocorre falha de comutação, e que os distúrbios ao sistema elétrico AC são mínimos.

Estes valores de impedância são altos, significando que os elos HVDC LCC são sensíveis a falhas

de comutação também para faltas fase-terra bastante remotas.



Figura 6-6: Falta fase-terra no lado inversor, γN =17°, Z = 250 ∠ 75° Ω, tensões AC e correntes em três tiristores no inversor (HVDC clássico).


-600

-300

0

300

600*103


-500

500

1500

2500

3500

85


caso limiar para uma falta fase-terra remota no lado inversor do HVDC LCC com γh= 23°. A


falha de comutação no tiristor em azul que não conduz no momento em que deveria e sua posição é

ocupada pelo tiristor em vermelho.




(f ile ed_tap_LCC_bi.pl4; x-v ar t) v :INVMGA v :INVMGB v :INVMGC

1,0 1,1 1,2 1,3 1,4 1,5-700

600

*103


-500

6500

86



Estes valores de impedância não são tão altos, significando que os elos HVDC LCC com maiores

margens de comutação alcançam uma certa imunidade a falhas de comutação para faltas fase-terra

remotas. Porém, como mencionado anteriormente, a simulação com γh = 23° é meramente

ilustrativa para fins de análise de sensibilidade uma vez que esta margem de comutação geraria

perdas acima dos níveis aceitáveis para um projeto deste porte.





-700

600

*103


-500

500

1500

2500

3500

87

6.2 CASOS LIMIARES PARA A CONFIGURAÇÃO INVERSOR CCC

Os casos limiares para inversores CCC não são apenas dependentes da margem de

comutação nominal do HVDC e da magnitude do distúrbio, mas também da dinâmica da tensão de

comutação dos CCs, a qual aumenta com a variação da corrente DC durante a falta. Este fato resulta

em uma tensão de comutação adicional para as válvulas, melhorando significativamente o

desempenho do sistema e também a comutação principalmente durante faltas simétricas severas de

baixa impedância.

O desbalanço dos CCs durante transitórios, o qual é mais evidente em faltas monofásicas,

influencia na recuperação do sistema durante falhas de comutação.

As Figura 6-9, (a), (b) e (c) mostram as tensões AC, as correntes em três tiristores e as

tensões em três capacitores de comutação do inversor de um caso específico para uma falta trifásica

remota com impedância 50% indutiva e 50% resistiva no lado inversor do HVDC híbrido com

γ′h= 18°. A impedância de falta Z = 70 ∠ 45° Ω é verificada para este caso. Nota-se claramente a

ocorrência de falha de comutação no tiristor em azul que não conduz no momento em que deveria e

sua posição é ocupada pelo tiristor em verde, porém esta não ocorre no momento de inserção da

falta, devido ao aumento da tensão de comutação nos CCs, mas sim no momento em que a falta é

liberada, devido ao diminuição da tensão de comutação nos CCs para o caso limiar.

Porém, este comportamento não foi evidenciado para faltas predominantemente indutivas.

Sendo assim, conclui-se que a característica resistiva da falta causa transitórios distintos em relação

a característica indutiva, sendo predominantemente verificados transitórios de mais alta frequência,

mais rápidos e com picos pouco mais elevados. Contudo, sabe-se que as faltas remotas tendem a ser

indutivas devido as impedâncias das linhas de transmissão e dos transformadores da rede AC. Desta

forma, esta característica é muito mais rara e provavelmente ocorreria no caso de uma falta local de

alta impedância.

O sistema é recuperado em mais de 200 ms devido a falha de comutação pós liberação da

falta. Porém verifica-se que a impedância de falta é de 70 Ω o que significa uma melhora bastante

significativa na imunidade a falhas de comutação se comparada com o HVDC clássico.

88



(c) Tensões em três CCs do inversor.

Figura 6-9: Falta trifásica no lado inversor, γ’N = 18°, Z = 70 ∠ 45° Ω, tensões AC, correntes em três tiristores e tensões em três CCs do inversor no inversor (HVDC híbrido).


-700

-350

0

350

700*103

(f ile ed_tap_CCC_bi.pl4; x-v ar t) c:TC21YA-CV0121 c:TC21YB-CV0321 c:TC21YC-CV0521 1,0 1,1 1,2 1,3 1,4 1,5

-1000

2500

6000

(f ile ed_tap_CCC_bi.pl4; x-v ar t) v :CC22DA-TC22DA v :CC22DB-TC22DB v :CC22DC-TC22DC 1,0 1,1 1,2 1,3 1,4 1,5

-200

-100

0

100

200*103

89

As Figura 6-10 e Figura 6-11, (a), (b) e (c) mostram as tensões AC, as correntes em três

tiristores e as tensões em três capacitores de comutação do inversor do caso com falta trifásica

remota no lado inversor do HVDC híbrido com γ′h= 18° e impedâncias de falta Z = 20 ∠ 75° Ω e

Z = 10 ∠ 75° Ω respectivamente. Nota-se claramente a não ocorrência de falha de comutação

durante toda a falta.






-700

-350

0

350

700*103


-500

1500

3500

5500


-200

-100

0

100

200*103

90

O sistema é recuperado em menos de 200 ms para todos os valores de impedância testados.

Constata-se que esta configuração apresenta imunidade a falhas de comutação para faltas trifásicas.

O que significa uma melhora bastante significativa em relação ao HVDC clássico.






tensões em três capacitores de comutação do inversor do caso com falta trifásica remota no lado

inversor do HVDC híbrido com γ′h= 23° e impedâncias de falta Z = 10 ∠ 75° Ω. Nota-se, como


-700

-350

0

350

700*103


-500

1500

3500

5500


-200

-100

0

100

200*103

91

esperado, que não há ocorrência de falha de comutação durante toda a falta uma vez que o aumento

na margem de comutação melhora ainda mais os resultados obtidos no caso anterior.







inversor do HVDC híbrido com γ′h = 18° e impedâncias de falta Z = 60 ∠ 75° Ω. Nota-se a

ocorrência de falha de comutação no tiristor em vermelho que não conduz no momento em que


-500

-280

-60

160

380

600*103

(f ile ed_tap_CCC_bi.pl4; x-v ar t) c:CV0421-TC21YA c:CV0621-TC21YB c:CV0221-TC21YC 1,0 1,1 1,2 1,3 1,4 1,5

-1000

1000

3000

5000


-160

-80

0

80

160*103

92

deveria e sua posição é ocupada pelo tiristor em verde. Para este caso é verificado um desbalanço

entre as tensões dos CCs mais assimétrico em relação aos casos de falta trifásica.




Figura 6-13: Falta fase-terra no lado inversor, γ’N = 18°, Z = 60 ∠ 75° Ω, tensões AC, correntes em três tiristores e tensões em três CCs do inversor no inversor (HVDC híbrido).

As Figura 6-14, (a), (b) e (c) mostram que caso a impedância de falta seja 10 Ω maior, mais


Estes valores de impedância não são tão altos, significando que os elos HVDC híbridos alcançam

uma certa imunidade a falhas de comutação para faltas fase-terra remotas.


-700

-350

0

350

700*103

(f ile ed_tap_CCC_bi.pl4; x-v ar t) c:TC21DA-CV0721 c:TC21DB-CV0921 c:TC21DC-CV1121 1,0 1,1 1,2 1,3 1,4 1,5

-1000

6000


-250

-125

0

125

250*103

93






-700

-350

0

350

700*103


-500

1500

3500

5500


-200

-100

0

100

200*103

94



inversor do HVDC híbrido com γ′h = 23° e impedâncias de falta Z = 30 ∠ 75° Ω. Nota-se

claramente a ocorrência de falha de comutação no tiristor em vermelho que não conduz no

momento em que deveria e sua posição é ocupada pelo tiristor em verde.






-600

-300

0

300

600*103


-1000

6000


-200

-100

0

100

200*103

95

As Figura 6-16, (a), (b) e (c) mostram que caso a impedância de falta seja 10 Ω maior, mais


Estes valores de impedância são baixos, significando que os elos HVDC híbridos com maiores

margens de comutação alcançam grande imunidade a falhas de comutação para faltas fase-terra

remotas. Porém, como mencionado anteriormente, a simulação com γ′h = 23° é meramente

ilustrativa para fins de análise de sensibilidade uma vez que esta margem de comutação geraria

perdas acima dos níveis aceitaveis para um projeto deste porte.





(f ile ed_tap_CCC_bi.pl4; x-v ar t) v :INVMGA v :INVMGB v :INVMGC

1,0 1,1 1,2 1,3 1,4 1,5-500

600

*103


-500

1000

2500

4000


-120

-60

0

60

120*103

96

6.3 RESUMO DOS RESULTADOS

Os resultados para as topologias HVDC clássica e híbrida são resumidos nas Tabela 6-1 e

Tabela 6-2. Z [Ω] representa a menor impedância de falta a qual o HVDC é imune à falha de

comutação, ou seja, quanto menor este valor, maior é a imunidade. ∆V [%] representa a diferença

entre o último pico de tensão antes da falta e o primeiro pico de tensão após a falta dividida pelo

último pico de tensão antes da falta, ou seja, quanto maior este valor, maior é a imunidade.

Tabela 6-1: Resultados da imunidade a falha de comutação para o HVDC clássico, com inversor LCC.

Ângulo da Impedância da Falta

75° 45° 15°

Falta ij Z

[Ω] ∆V [%]

Z [Ω]

∆V [%]

Z [Ω]

∆V [%]

3F

17° 380 4.5 340 3.2 360 4.9

23° 140 8.9 110 7.6 120 11.4

1F

17° 250 4,4 200 4,4 210 1.8

23° 80 15.7 70 15.6 70 7.2

Tabela 6-2: Resultados da imunidade a falha de comutação para o HVDC híbrido, com inversor CCC.

Ângulo da Impedância da Falta

75° 45° 15°

Falta i′j Z

[Ω] ∆V [%]

Z [Ω]

∆V [%]

Z [Ω]

∆V [%]

3F

18° 0 1002 80

(<30)3 16.2

(100)2 160

(<10)2 12.8

(100)2

23° 0 1001 40

(<20)2 30.9

(100)2 90

(<10)2 9.0

(100)2

1F

18° 70 15.9 60 16.9 110 7.6

23° 40 22.0 20 31.4 20 27.3

2 Estes dados foram reduzidos para ∆V [%] = 60 na Figura 6-18 para que facilitar a visualização e comparação dos demais dados. 3 Os valores entre parenteses (< “valor”) representam os casos em que reduzindo-se a impedância de falta evidencia-se comutação contínua durante o distúrbio. Portanto ∆V [%] = 100.

97

A Figura 6-17 e a Figura 6-18 mostram os resumos dos resultados de maneira gráfica,

facilitando a interpretação da imunidade à falha de comutação em relação a cada configuração,

topologia e tipo de falta.

Figura 6-17: Falha de comutação através da perspectiva de magnitude da impedância chaveada.

Figura 6-18: Falha de comutação através da perspectiva de queda de tensão.

0

50

100

150

200

250

300

350

400

75° 45° 15° 75° 45° 15°

Z [Ω]

Ângulo da Impedância de Falta

CCC γ' 23 CCC γ' 18 LCC γ 23 LCC γ 17

0

10

20

30

40

50

60

75° 45° 15° 75° 45° 15°

∆V [%]

Ângulo da Impedância de Falta

LCC γ 17 LCC γ 23 CCC γ' 18 CCC γ' 23

Faltas Trifásicas Faltas Fase-Terra

Faltas Trifásicas Faltas Fase-Terra

98

7 CONCLUSÕES

Com base nos resultados obtidos, pode-se verificar uma melhora significativa da imunidade

a falhas de comutação para o HVDC híbrido em relação ao HVDC clássico. Uma melhora também

foi apresentada para o conceito clássico através do aumento da margem de comutação de 17° para

23°. O desempenho geral é muito estável para a topologia híbrida. Os casos com margem de

comutação de 23° mostraram um desempenho dinâmico expressivamente melhor em relação aos

casos com margem de comutação de 18°, especialmente melhorando a imunidade a falhas de

comutação para faltas na rede AC, bem como segurança às falhas de comutação durante a

recuperação.

Para faltas na rede AC com lado inversor CCC o desempenho dinâmico de recuperação é

mais estável para faltas severas de baixa impedância devido ao aumento da tensão de comutação

fornecida pelos CCs, o que resulta em comutação contínua durante todo o tempo de falta. Os

inversores CCC apresentam baixas sobretensões de rejeição de carga devido à menor necessidade

de filtros no lado inversor em comparação com os inversores clássicos. Para o HVDC clássico as

características das faltas, indutivas ou resistivas, não apresentam impacto considerável sobre a

imunidade a falhas de comutação, uma vez que as magnitudes das impedâncias de falta para os

casos limiares são próximas. Para o HVDC híbrido o desempenho dos inversores CCC é sensível à

característica transitória do tipo de impedância, gerando perturbações mais severas no HVDC

quanto mais resistiva é a falta.

Através deste trabalho buscou-se discutir o arranjo CCC para um UHVDC de 800kV com

uma linha de transmissão longa sem foco dedicado à viabilidade na fabricação dos equipamentos e

ao dimensionamento preciso da solução, deixando estes aspectos para trabalhos futuros.

Além deste, outro tema importante a ser estudado é a interação entre os sistemas HVDC

utilizando a tecnologia CCC no lado inversor em um dos elos e a melhora proporcionada por esta

tecnologia aos sistemas HVDC existentes e a rede AC existente tanto na questão dinâmica quando

na de transitórios.

Outros temas relevantes para posteriores pesquisas são os estudos da inserção da tecnologia

HVDC VSC na rede elétrica brasileira seja através de novos projetos ou da modernizaçao dos já

existentes. Estes estudos se fazem necessários uma vez que esta tecnologia deve alcançar potências

e tensões nominais além de perdas equiparáveis aos sistemas HVDC LCC nas próximas décadas,

podendo então atender as demandas do sistema brasileiro.

99

8 REFERÊNCIAS

[1] BARROS, J. G. C.; AZEVEDO, R. M.; CARVALHO, A. R. C. D.; SANTO, S. E.; GOMES JÚNIOR, S.; LIRIO, F. L.; MACEDO, N. J. P. ; MENZIES, D.; PEIXOTO, C. A. O.; PING, W. W.; LUZ, G. S., Interligações HVDC por Conversores com Capacitores de Comutação (CCC), Rio de Janeiro, Cigré Brasil, 2009 (Brochura Técnica Nacional).

[2] MEYER, S, Liu T. Programa ATP/EMTDC . Disponível em: <http://www.emtp.org/>. Acesso em: 17 jul. 2015.

[3] EPE, Dados para estudos de planejamento da transmissão – PDE 2023 (atualizado em

11/07/2014). Disponível em: <http://www.epe.gov.br/Transmissao/Paginas/Dadosparaestudosdeplanejamentodatransm-iss%C3%A3oPDE2023(arquivosdisponibilizadosem11072014).aspx >. Acesso em: 23 mar. 2015.

[4] EPE, Bases de dados para estudos de curto-circuito – PDE 2023 (atualizado em 03/11/2014). Disponível em: <http://www.epe.gov.br/Transmissao/Paginas/-Basededadospara-estudosdecurto-circuito%E2%80%93PDE2023(atualizadoem03112014-).aspx>. Acesso em: 23 mar. 2015.

[5] ANEEL, BIG – Banco de Informações de Geração. Disponível em: <http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/capacidadebrasil.cfm> Acesso em: 12 dez. 2015.

[6] MME e EPE, Plano Decenal de Expansão de Energia 2023. Disponível em <http://www.epe.gov.br/Estudos/Documents/PDE2023_ConsultaPublica.pdf>. Acesso em: 17 jul. 2015.

[7] IEEE, DC Power Transmission, Mercury-Arc to Thyristor HVDC Valves. Disponível em: <http://magazine.ieee-pes.org/marchapril-2014/history- 12/>. Acesso em: 15 jul. 2015.

[8] ABB, The early HVDC development. The key challenge in the HVDC technique. Disponível em: < https://library.e.abb.com/.../HVDC_50years.pdf>. Acesso em: 15 jul. 2015.

[9] ASPLUND G., ERIKSSON K., SVENSSON K., DC Transmission based on Voltage Source Converters, CIGRE SC14 Colloquium in South Africa 1997.

100

[10] CIGRE, Voltage Source Converter (VSC) HVDC for Power Transmission – Economic Aspects and Comparison with other AC and DC Technologies, Working Group B4, April 2012.

[11] KIMBARK, E. W., Direct Current Transmission. 1 ed. Portland, Oregon. Livros Técnicos e Científicos. 1971. 1p.

[12] de TOLEDO, P. F., BERGDAHL B., ASPLUND, G., Multiple infeed short-circuit ratio - aspects related to multiple HVDC into one AC network , Transmission and Distribution Conference and Exhibition: Asia and Pacific, 2005 IEEE/PES.

[13] MUTHUSAMY, A. Selection of Dynamic performance Control Parameters for Classic HVDC in PSS/E. Master of Science Thesis. Chalmers University of Technology, Göteborg, Sweden, 2010.

[14] BJÖRKLUND, P-E., JONSSON, T., PERSSON, A., CARLSSON L., LISS, G., New Concepts in HVDC Converter Station Design. CIGRÉ 1996, 14-102.

[15] GOMES, P, Os novos desafios e oportunidades com a integração de diversos elos de CC ao SIN para o Planejamento da Operação, XXIII SNPTEE, Painel GAT/GOP, Outubro 2015 CIGRÉ.

[16] CEPEL. Programa SAPRE, Sistema de Análise e Projeto de Redes Elétricas. Disponível em: <http://www.cepel.br/main.jsp?lumPageId=4028E49E325E430B01325F8AA0E23338&lumS=cepelinternet.produto&CodProduto=4028B88136E3DBC70136E40D4BDB2E7A&CodSubTipoProduto=4028B88136E3DBC70136E40CD8D21B9B&lumItemId=4028B88136E3DBC70136E40D4BFA2E7C>. Acesso em: 17 jul. 2015.

[17] CEPEL. Programa ANAREDE, Análise de Redes Elétricas. Disponível em: <http://www.anarede.cepel.br/>. Acesso em: 17 jul. 2015.

101

APÊNDICE A – Publicação

A publicação abaixo é resultado direto deste trabalho:

MATIAS, E. Y.; SILVA, L. C. P.; ANDRADE, J. G. B. M., “Avaliação do Desempenho

Dinâmico e Imunidade a Falha de Comutação para Faltas Remotas em HVDCs Híbridos,

(Retificador LCC Inversor CCC), em Linhas de DC Longas com Modelagem Inspirada no

Sistema Tapajós.”, XIII SNPTEE, 2015

102

APÊNDICE B – SISTEMAS HVDC NO SISTEMA BRASILEIRO

PROJETO ITAIPU

• Ano de comissionamento: 1984-1990

• Potência nominal: 2x 3.150 MW

• Número de polos: 4

• Tensão AC: 500 kV (Foz do Iguaçú), 245 kV (Ibiúna)

• Tensão DC: ± 600 kV

• Comprimento da linha DC: 785 km + 805 km

• Motivo principal para escolha do HVDC: Longa distância, conversão 50/60 Hz

• Aplicação: Geração remota

PROJETO RIO MADEIRA

• Ano de comissionamento: 2013

• Potência nominal: 2x3.150 MW (bipolos), 2 x 400 MW (back-to-back)

• Tensão AC: 500 kV (bipolos), 500 kV e 230 kV (back-to-back)

• Tensão DC: ± 600 kV (bipolos), 50kV (back-to-back)

• Comprimento da linha DC: 2,375 km

• Tipo de ligação: Linha aérea de longa distância, estação back-to-back

• Motivo principal para a escolha do HVDC: Longa distância (bipolos), Redes

assíncronas (back-to-back)

• Aplicação: Geração remota (bipolos), Interligando de redes (back-to-back)

PROJETO BELO MONTE

• Ano de comissionamento: Em construção

• Potencia nominal: 2x 4.000 MW

• Número de polos: 4

• Tensão AC: 500 kV (ambos os lados)

• Tensão DC: ± 800kV

• Tipo de conexão: Bipolo

• Motivo principal para escolha do HVDC: Longa distância, conversão 50/60 Hz

• Aplicação: Geração remota

103

PROJETO GARABI

• Ano de comissionamento: 2002 Segunda Fase / 1999 Primeira fase

• Potencia nominal: 2.200 MW

• Número de circuitos: 4

• Tensão AC: 500 kV (ambos os lados)

• Tensão DC: 70kV

• Tipo de conexão: Back-to-back estação com CCC

• Motivo principal para escolha do HVDC: Conversão 50/60 Hz

• Aplicação: Interligação de redes

PROJETO URUGUAIANA


• Potencia nominal: 50 MW

• Número de circuitos: 1

• Tensão AC: 230 kV (60 Hz) e 132 kV (50 Hz)

• Tensão DC: 17.9 kV

• Tipo de conexão: Back-to-back



PROJETO RIVIERA



• Tensão AC: 150 kV (50 Hz) e 230 kV (60Hz)

• Tensão DC: ± 20kV




104

PROJETO MELO



• Tensão AC: 500 kV (50 Hz) / 525 kV (60 Hz)

• Tensão DC: ± 80 kV

• Tipo de conexão: Back-to-back estação



PROJETO ACARAY



• Tensão AC: 220 kV (50 Hz) / 138 kV (60 Hz)

• Tensão DC: 25 kV




EDUARDO YADA MATIAS AVALIAÇÃO DO DESEMPENHO DINÂMICO E...

Documents

Transcript of EDUARDO YADA MATIAS AVALIAÇÃO DO DESEMPENHO DINÂMICO E...